000122_ADP-4-2005-ADINELSA-BASES

Ingeniería Básica Interconexión Eléctrica en 22,9 kV entre el P.S.E. Quinches y el P.S.E. Huarochirí

EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA S.A.

ADINELSA

INGENIERIA BASICA INTERCONEXIÓN ELECTRICA EN 22,9 kV ENTRE EL P.S.E. QUINCHES Y EL P.S.E. HUAROCHIRÍ

Lima, septiembre del 2005


INGENIERIA BASICA INTERCONEXIÓN ELECTRICA EN 22,9 kV ENTRE EL P.S.E. QUINCHES Y EL P.S.E. HUAROCHIRÍ 1. 2.

RESUMEN EJECUTIVO ASPECTOS GENERALES – MARCO DE REFERENCIA DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

2.1

DIAGNÓSTICO Y DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL PROYECTO 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7 2.1.8 2.1.9 2.1.10

2.2

Delimitación del Área del Proyecto Diagnostico y Delimitación del Área de Influencia Reconocimiento del Área del Proyecto Trabajos de Gabinete Área de Influencia Condiciones Climatológicas Topografía - Altitud del Área del Proyecto Vías de Acceso Actividades Económicas y Sociales Localidades Beneficiadas

DIAGNÓSTICO, EVALUACIÓN Y SITUACION DE INSTALACIONES EXISTENTES 2.2.1 2.2.2 2.2.3

Generalidades Descripción y Evaluación de Instalaciones Eléctricas Existentes Situación Actual

3.

CARACTERISTICAS CARACTERISTICAS DEL PROYECTO

3.1 3.2 3.3

ANTECEDENTES DEL PROYECTO OBJETIVO ALCANCES 3.3.1 3.3.2 3.3.3

De la Línea Primaria De la Sub Estación Reductora 22,9/10 kV – 250 kVA De las Localidades Beneficiadas

4.

ESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICO

4.1 4.2

INTRODUCCIÓN INFORMACIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA Y NÚMERO DE USUARIOS EN EL ÁREA DEL PROYECTO PROYECCIÓN DE POBLACIÓN Y NÚMERO DE VIVIENDAS

4.3

4.3.1 4.3.2

4.4

Determinación de las Tasas de Crecimiento Proyección de la Población y Número de Viviendas

METODOLOGÍA PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 4.4.1 4.4.2

Información Existente Metodología de Proyección de la Demanda

4.5 4.6 4.7

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA ANÁLISIS DE LA OFERTA BALANCE OFERTA DEMANDA

5.

DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO

5.1 NORMAS APLICABLES APLICABLES 5.2 CRITERIOS DE DISEÑO DE LÍNEA PRIMARIA 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4

5.3

Criterios de Diseño Eléctrico Criterios para la Selección y Equipamiento de Líneas y Redes Primarias Criterios de Diseño Mecánico Selección del Ruta de las Líneas Primarias

ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO 5.3.1

Generalidades


5.3.2 5.3.3

5.4

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 5.4.1 5.4.2 5.4.3

5.5

Línea Primaria de Interconexión en 22,9 kV Reforzamiento Línea Primaria en 10 kV Sub Estación Reductora 22,9/10 kV – 250 kVA

PRESUPUESTO DEL PROYECTO 5.5.1 5.5.2 5.5.3 5.5.4

5.6

Análisis del Sistema Eléctrico Conclusiones

Criterios para determinar el Presupuesto de la Línea Primaria de Interconexión Presupuesto de la Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA - Servidumbre Sustento de Inversiones de Activos Gastos Preoperativos

CRONOGRAMA DE EJECUCION DEL PROYECTO

ANEXOS PLANOS LAMINAS


INGENIERIA BASICA INTERCONEXIÓN ELECTRICA EN 22,9 kV ENTRE EL P.S.E. QUINCHES Y EL P.S.E. HUAROCHIRÍ 1.

ASPECTOS GENERALES – MARCO DE REFERENCIA Con el objeto de satisfacer la demanda eléctrica del P.S.E. Quinches con energía proveniente del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN, ADINELSA ejecutará la obra “Interconexión Eléctrica en 22,9 kV entre el P.S.E. Quinches y el P.S.E. Huarochirí, para lo cual cuenta con la viabilidad correspondiente otorgada por la Oficina de Programación e Inversión del Ministerio de Energía y Minas OPI-MEM, en cumplimiento a las disposiciones del Sistema Nacional de Inversión Pública - SNIP. En la zona del proyecto se cuenta con infraestructura eléctrica existente del P.S.E. Huarochirí I Etapa y el P.S.E. Quinches, actualmente administrados por ADINELSA a través de las Municipalidades de San Pedro de Huancayre y San Pedro de Pilas respectivamente, el P.S.E. Huarochirí I Etapa se encuentra conectado al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SEIN desde la Subestación de Potencia Surco con venta de energía por parte de la Empresa de Distribución Luz de Sur SAA, mientras que el P.S.E. Quinches es un sistema eléctrico aislado con problemas de oferta de energía de la C.H. Quinches.

2.

DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

2.1 DIAGNÓSTICO Y DELIMITACIÓN DEL ÁREA DEL PROYECTO 2.1.1 Delimitación del Área del Proyecto La delimitación del área del proyecto se ubica en el departamento de Lima, distritos de Sangallaya y San Lorenzo de Quinti de la provincia de Huarochirí y distrito de Huañec de la provincia de Yauyos. Yauyos. El proyecto se enmarca entre las coordenadas UTM WGS-84 19L: Este (m) Norte (m) 362 000 8 654 000 364 000 8 656 000 378 000 8 641 000 374 000 8 642 000 2.1.2 Diagnostico y Delimitación del Área de Influencia a. Fuentes de información Para el desarrollo del Estudio se ha efectuado coordinaciones con las siguientes instituciones y autoridades: • Instituto Geográfico Nacional-IGN: Entidad donde se recaba información de las cartas nacionales 1:100 000 para los estudios topográficos del proyecto. • Ministerio de Agricultura: Entidad donde se recaba las cartas nacionales 1:25 000, para los estudios topográficos. • Instituto Nacional de Recursos Naturales-INRENA: Entidad con la cual se coordina la demarcación exacta de las áreas naturales protegidas por el Estado que figuran en el “Mapa Forestal” en el área de influencia del proyecto. Esto permitió validar que las rutas de líneas primarias no afecten las áreas naturales protegidas. • Dirección General de Asuntos Ambientales-DGAA/MEM: Entidad encargada de revisar y aprobar el Estudio de Impacto Ambiental, con el Informe previo del INRENA. • Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología-SENAMHI: Entidad con la cual se coordinó la obtención de información referente a velocidad de viento y temperaturas.


• Instituto Nacional de Estadística e Informática: Se recabó información estadística de población, número de viviendas, actividades económicas, etc. en el área de influencia del proyecto. • Concejos Provinciales y Distritales: autoridades locales con quienes se coordinó la información referente a su localidad, como viviendas, habitantes, cargas especiales, etc. 2.1.3 Reconocimiento del Área del Proyecto Se hizo el reconocimiento del área del proyecto en las cartas del IGN 1/100 000 y 1/25000. Se estudió la información recopilada del INEI y se trazaron las instalaciones existentes, para luego definir el trazo de la ruta de la línea de interconexión. 2.1.4 Trabajos de Gabinete Se desarrollaron las siguientes actividades enumeradas progresivamente: • Análisis y estudio de las cartas geográficas a escalas 1/25 000 y 1/100 000 y la ruta de líneas primaria de interconexión propuesta. • Estudio del Mapa Forestal y delimitación de las Zonas Protegidas por el Estado • Representación gráfica en las cartas 1/25 000 y 1/100 000 de la información obtenida. • Determinación de los puntos críticos a ser inspeccionados en campo. Una vez estudiada la información recopilada se definió los criterios para el trazo de la ruta de línea de interconexión. 2.1.5 Área de Influencia El área de influencia del proyecto se ubica en el departamento de Lima, en las provincias de Huarochirí y Yauyos. Las localidades beneficiadas pertenecen a la provincia de Yauyos y a los distritos de Quinches, San Pedro de Pilas, Huañec, Huampará, Omas y Ayavirí. El proyecto se desarrolla en la región sierra. 2.1.6 Condiciones Climatológicas El área del proyecto se encuentra entre los 2 400 y 4 400 msnm perteneciente a la zona sierra del departamento de Lima. Se pueden encontrar 3 subdivisiones de tipos climáticos predominantes, los que están de acuerdo a las formaciones ecológicas circundantes, los cuales se muestran a continuación: Cuadro Nº 2.1 Condiciones Climatológicas Zona de Vida

Altitud (msnm)

Temperatura Media Anual (°C)

Clima

Estepa desértico Sub-tropical

2 200 – 3 200

14,4

Semiárido y templado

Estepa Montano

3 200 – 3 800

10

Sub húmedo y templado frío

Húmedo Sub-alpino

3 800 – 4 800

5

Muy húmedo

2.1.7 Topografía - Altitud del Área del Proyecto La topografía del terreno en el área del proyecto se caracteriza por ser accidentada, con laderas de cerros y quebradas profundas. En su recorrido, atraviesa elevaciones y depresiones pronunciadas, unidas por una vía de acceso tipo “herradura”, en buen estado de conservación, con escasa vegetación propia de la zona, consistente en arbustos de espinos y cactáceas. Las configuraciones más saltantes las conforman: • Cerros : Quishto • Pampas : Huallaya • Quebradas : Ululuma • Ríos : Layan La altitud del área del proyecto varía entre 2 400 y 4 400 metros sobre el nivel del mar.


En la Sección: Planos, se muestra la Ruta de Línea de Interconexión sobre las carta geográfica nacional en escala 1/100 000 y 1/25 000, así como el Diagrama Unifilar (ver Planos Nº GEN02, GEN-03 y GEN-04 respectivamente). 2.1.8 Vías de Acceso Existen tres accesos por vía terrestre para acceder a la zona del proyecto, las cuales se describen a continuación: Por Cieneguilla • Acceso asfaltado Lima-Cieneguilla • Carretera afirmada Cieneguilla-Antioquia-Langa-Huarochirí-Sangallaya • Acceso carrozable Huanchac-Quinches Por Valle de Mala • Carretera asfaltada Lima-Mala • Carretera afirmada Mala-Calango-Minay-Pongos-Viscas • Acceso carrozable Viscas-Quinches • Por Valle de Omas • Carretera asfaltada Lima-Asia • Carretera afirmada Asia-Omas-San Pedro de Pilas-Huampara-Quinches • El detalle de estos accesos se muestra en el Plano Nº GEN-01 Ubicación del Proyecto . 2.1.9 Actividades Económicas y Sociales Las actividades económicas importantes en la zona del proyecto son las que se describen a continuación: Agricultura: La actividad económica principal en la zona del proyecto es la agricultura, la cual mayormente es para autoconsumo y trueque, teniéndose cultivos con cosechas anuales de papa, habas, maíz, trigo, cebada, quinua, etc. Ganadería: La ganadería es una actividad tanto para autoconsumo como para comercio, la venta de leche, queso y carne constituyen unos de los principales ingresos de la zona. Además existe la crianza de animales menores como gallinas, cuyes, conejos, etc. Comercio: En el caso del sector comercial, existen establecimientos medianos y pequeños que se dedican a la compra y venta de productos diversos. Industria: No se cuenta con actividades industriales de importancia en las localidades beneficiadas. Servicios a la Población: En el área del proyecto existen centros educativos primarios y secundarios. Los servicios de salud se ofrecen a través de postas médicas. El agua para consumo en su mayoría es mediante piletas de agua que son extraídas de pozos. Turismo: La afluencia de turistas a la zona es casi nula. 2.1.10 Localidades Beneficiadas Las localidades que se beneficiaran con el proyecto son las que se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2.2 Localidades Beneficiadas

Nº

Localidades

Categoría

Distrito

Provincia

1 2 3 4 5 6 7

San Joaquín Conchas HUAÑEC QUINCHES Malleuran HUAMPARA AYAVIRI

Comunidad Comunidad Centro Poblado Centro Poblado Comunidad Centro Poblado Centro Poblado

Huañec Huañec Huañec Quinches Quinches Huampara Ayavirí

Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos


Nº

Localidades

Categoría

Distrito

Provincia

8 9 10 11 12 13

Huacta Viscas Quinocay Tamara PILAS OMAS

Comunidad Comunidad Comunidad Comunidad Centro Poblado Centro Poblado

Huampara Huampara Huampara Pilas Pilas Omas

Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos Yauyos

2.2 DIAGNÓSTICO, EVALUACIÓN Y SITUACION DE INSTALACIONES EXISTENTES 2.2.1 Generalidades Las instalaciones existentes en el área del proyecto, y que son necesarias para la interconexión eléctrica entre el P.S.E. Quinches y el P.S.E. Huarochirí son la Sub Estación Surco 60/10 kV 6 MVA de Luz del Sur, las instalaciones eléctricas del PSE Huarochirí I Etapa y las instalaciones eléctricas del PSE Quinches: • Subestación Surco 10/22,9 kV - 2/2,6 MVA • Líneas en 22, 9 kV del PSE Huarochirí I Etapa • Líneas en 10 kV del PSE Quinches A continuación se presenta la descripción y evaluación de las instalaciones eléctricas existentes identificado en la zona del proyecto: 2.2.2 Descripción y Evaluación de Instalaciones Eléctricas Existentes a. Sub Estación Elevadora Surco 10/22,9 kV Luz del Sur cuenta con la Sub Estación Surco 60/10 kV - 6 MVA, tipo intemperie, con celdas en 10 kV, de una de las cuales (celda metal enclosed) se alimenta la Sub Estación Elevadora 10/22,9 kV - 2/2,6 MVA para el PSE Huarochirí I Etapa, ubicada dentro del perímetro de la Subestación Surco 60/10 kV, del tipo intemperie y no atendida, con dos salidas en 22,9 kV con recloser. La Sub Estación Elevadora Surco fue construida en el año 2000 y se encuentra en buenas condiciones y no requiere cambios para el proyecto. b. Líneas Primarias en 22,9-13,2 kV del PSE Huarochirí I Etapa Cuenta con unos 101 km de líneas 3ø, 2ø en 22,9 kV y 1ø en 13,2 kV-MRT, equipadas con: • Postes de madera de pino radiata de 12 y 13 m, clase 5 y 6, grupo E. • Conductor de aleación de aluminio AAAC, la troncal de doble terna de 2-3x95 mm², y los ramales 3ø, 2ø y 1ø-MRT de 50, 35 y 25 mm². • Crucetas de madera tornillo de 115mm x 90mm x 2,0m, 2,4m y 4,3 m. • Aisladores tipo Pin ANSI 56-2, 56-3 y suspensión ANSI 52-3 (2 unidades). • Seccionador fusible tipo expulsión (cut out) 27/38 kV, 150 kV-BIL, 100 A. • Pararrayos tipo distribución 21 kV, oxido metálico. • Retenidas equipados con cable de acero Simens Martin de 10 mm ø, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mm ø, bloque de anclaje de 0,40 x 0,40 x 0,15 m. • Puesta a tierra equipados con varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 y 1,8 m x 16 mm ø conductor bajada de Cu 16 mm². Los principales tramos de líneas primarias del PSE Huarochirí I Etapa son los siguientes: • Línea en doble terna en 22,9 kV-3ø S.E. Surco-Escomarca 2-3x95 mm² AAAC – 44,8 km. • Línea en 22,9 kV-3ø Escomarca-Huarochirí 3x95 mm² AAAC – 16,4 km. • Línea en 22,9 kV-3ø Huarochirí-San Lorenzo de Quintín 3x70 mm² AAAC – 2,5 km. • Línea en 22,9 kV-2ø S. Lorenzo de Quinti-S. Juan Tantaranche 2x70mm² AAAC – 5,7 km.


• Derivación a Sangallaya en 22,9 kV-2ø 2x70 mm² AAAC – 1,8 km. • Derivación a Santiago de Anchucaya en 22,9 kV-2ø 2x50 mm² AAAC – 4,9 km. • Derivación a Antioquia en 22,9 kV-3ø 3x35 mm² AAAC – 11,4 km. • Derivación a Tupicocha en 22,9 kV-3ø 3x25 mm² AAAC – 11,1 km. Estas instalaciones fueron ejecutadas en el año 2000 y actualmente se encuentran en buen estado, para la implementación del proyecto no se requiere ningún cambio. c. Líneas Primarias en 10 kV del PSE Quinches Cuenta con unos 54 km de líneas 3ø, 2ø en 10 kV, equipada con: • Postes de madera de eucalipto de 12 m, clase 5 y 6, grupo D. • Conductor de aleación de aluminio AAAC, de 35, 25 y 16 mm². • Crucetas de madera tornillo de 115mm x 90mm x 2,0m. • Aisladores pin ANSI 55-5 y suspensión ANSI 52-3. • Seccionador fusible tipo expulsión (cut out) 15 kV, 125 kV-BIL, 100 A. • Pararrayos tipo distribución 12 kV, 10 kA. • Retenidas equipados con cable de acero Simens Martin de 10 mm ø, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mm ø, bloque de anclaje de 0,40 x 0,40 x 0,15 m. • Puesta a tierra equipados con varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 y 1,8 m x 16 mm ø conductor bajada de Cu 16 mm². Los principales tramos de líneas primarias del P.S.E. Quinches son los siguientes: • Línea en 10 kV-3ø MCH Quinches 3x25 mm² AAAC – 8,5 km. • Línea en 10 kV-2ø Quinches-Huañec 2x25 mm² AAAC – 1,7 km. • Línea en 10 kV-2ø Huañec-Cochas 2x16 mm² AAAC – 3,0 km. • Línea en 10 kV-3ø MCH Quinches-Tres Cruce 3x25 mm² AAAC – 4,5 km. • Línea en 10 kV-2ø Tres Cruces-Viscas 2x16 mm² AAAC – 13,8 km. • Línea en 10 kV-2ø Tres Cruces-Omas 2x25 mm² AAAC – 16,5 km. • Derivación a Ayavirí en 10 kV-2ø 2x25 mm² AAAC – 3,0 km. • Derivación a Huampara en 10 kV-2ø 2x25 mm² AAAC – 1,0 km. • Derivación a Malleuran en 10 kV-2ø 2x25 mm² AAAC – 2,1 km. Estas instalaciones se encuentran en regular estado, por lo cual para el proyecto se requiere reforzar el tramo San Joaquín-Huañec-Quinches de 2,8 km de línea en 10 kV de 2x25 mm² a 3x35 mm² AAAC preparado para 22,9 kV, para ello se reutilizarán las estructuras en estado aceptable y se reemplazarán 4 postes y 6 crucetas de madera que se encuentren en mal estado, asimismo se desmontarán los 2 conductores existentes de 25 mm² AAAC y se instalarán tres conductor de 35 mm² AAAC incluyendo los aisladores, accesorios y ferretería respectiva. 2.2.3 Situación Actual El PSE Quinches se caracteriza por tener un servicio de energía eléctrica basado en generación hidroeléctrica proveniente de la C.H. Quinches con una potencia instalada de 230 kW, sin embargo en los dos últimos años la potencia disponible ha sido reducida al 50% de su capacidad debido a la falta de agua en la central, agravándose aún más en los periodos de estiaje y con la consideración adicional de que existen disposiciones del Ministerio de Agricultura para la priorización en el uso del agua, siendo en primer lugar para uso doméstico y para fines agrícolas. Dicha situación ha originado una reducción de la oferta disponible, por lo que se ha dispuesto el racionamiento de la energía requerida por el PSE, asimismo se ha introducido al sistema eléctrico de Quinches un grupo térmico de 100 kW que opera en forma restringida, para casos de emergencia y/o en horas de máxima demanda, debido a sus altos costos de operación y mantenimiento que la tarifa actual aplicada no cubre. Está problemática genera que la población se vea perjudicada en todas sus actividades diarias y limita su capacidad productiva.


3.

CARACTERISTICAS DEL PROYECTO

3.1 ANTECEDENTES DEL PROYECTO Con Oficio Nº 095-2005-EM/OGP-PPS de fecha 22 de junio de 2005, la Dirección General de Planeamiento, Presupuesto, Estadística e Informática responsable de la Oficina de Programación e Inversiones del Sector Energía y Minas, aprueba y declara viable el proyecto “Interconexión entre el P.S.E. Quinches y el P.S.E. Huarochirí”. 3.2 OBJETIVO El objetivo del Proyecto es otorgar a los usuarios del Pequeño Sistema Eléctrico – P.S.E. Quinches (actualmente aislado) el servicio de electricidad con eficiencia y en condiciones de calidad, confiabilidad y seguridad, a través de una línea primaria de interconexión en 22,9 kV al PSE Huarochirí, el cual es atendido con la energía proveniente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN. 3.3 ALCANCES 3.3.1 De la Línea Primaria El Proyecto “Interconexión Eléctrica entre el PSE Quinches y el PSE Huarochirí” está conformado por: • Línea Primaria de Interconexión en 22,9 kV, 3ø, 3x35mm² AAAC de 18,3 km. • Reforzamiento de Línea Primaria en 10 kV, 2,8 km de 2x25 mm² AAAC a 3x35 mm² AAAC. El equipamiento de la línea primaria de interconexión en 22,9 kV será con: • Estructura Monoposte, biposte y triposte conformado por postes de madera tratada de 12 m de longitud, grupo D, clase 6 y 5. • Cruceta Madera tornillo tratada de 115 mm x 90 mm x 4,3 m y 2,4 m y 115mm x 90mm x 1,2 m. • Conductores Aleación de aluminio de 35 mm² AAAC. • Aislador Porcelana, tipo Pin ANSI 56-3 y suspensión ANSI 52-3 (dos unidades). • Seccionador fusible Tipo Cut Out, 27 kV, 150 kV-BIL, 100 A. • Pararrayos Oxido Metálico 21 kV clase distribución. • Retenidas Cable de acero SM de 10 mm ø, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mm ø, bloque de anclaje de 0,4 x 0,4 x 0,15 m. • Puesta a tierra Compuesto por varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm ø, conductor bajada de Cu 16 mm². El equipamiento del reforzamiento línea primaria en 10 kV será con: • Postes Existentes y se reemplazaran lo que se encuentren en mal estado por postes de madera tratada de 12 m de longitud, grupo D, clase 6 y 5. • Cruceta Existentes y se reemplazaran lo que se encuentren en mal estado por madera tornillo tratada de 115mm x 90mm x 2,0 m. • Conductores Se reemplazará el conductor existente y se completará la tercera fase por aleación de aluminio de 35 mm² AAAC. • Aislador Porcelana, tipo Pin ANSI 56-3 y suspensión ANSI 52-3 (dos unidades) para la tercera fase y los aisladores que se encuentren en mal estado. 3.3.2 De la Sub Estación Reductora 22,9/10 kV – 250 kVA El equipamiento de la Sub Estación Reductora será con: • Transformador 250 kVA, YNd5, 22,9±4 x 2,5 % kV/10 y 12 kV, 60 Hz, 3000 msnm.


• Estructura

Biposte conformado por dos postes de madera tratada de 12 m de longitud, grupo D, clase 5. • Cruceta Madera tornillo tratada de 102mm x 127mm x 3,0 m. • Aislador Porcelana, de suspensión ANSI 52-3 (dos unidades). • Seccionador fusible Bajo Carga tipo Cut Out, 1ø, 27 kV, 150 kV-BIL, 200 A. • Pararrayos Oxido Metálico 21 kV clase distribución. • Seccionador fusible Bajo Carga tipo Cut Out, 1ø, 15 kV, 125 kV-BIL, 200 A. • Pararrayos Oxido Metálico 12 kV clase distribución. • Puesta a tierra Compuesto por varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm ø, conductor bajada de Cu 16 mm². 3.3.3 De las Localidades Beneficiadas El Proyecto beneficiara a las siguientes 13 localidades con un total de 1 534 abonados: Provincia de Yauyos Distrito Quinches (2 localidades): Quinches y Malleuran. Distrito Huañec (3 localidades): Huañec, San Joaquín y Conchas. Distrito Huampara (4 localidades): Huampara, Huacta, Viscas y Quinocay. Distrito Ayavirí (1 localidad): Ayavirí. Distrito Pilas (2 localidades): Pilas y Tamara. Distrito Omas (1 localidad): Omas.

4.

ESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICO

4.1 INTRODUCCIÓN El estudio de mercado eléctrico tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades y otras cargas ubicadas en el área de influencia del proyecto, la misma que servirá para el dimensionamiento de la línea de interconexión entre el PSE Quinches y el PSE Huarochirí, para un horizonte de 20 años, evaluando la oferta disponible frente a la demanda requerida. 4.2 INFORMACIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA Y NÚMERO DE USUARIOS EN EL ÁREA DEL PROYECTO Debido a que los PSE de Quinches y Huarochirí son administrados por ADINELSA, se cuenta con la información histórica del los consumos de energía y potencia de cada localidad, y del número de usuarios (ver Anexos Nº 1.8, 1.9 y 1.10). Dicha información fue utilizada para definir los consumos unitarios utilizados para las localidades que actualmente cuenta con servicio eléctrico y las localidades que posteriormente se conectarán como es el caso de la II Etapa del PSE Huarochirí. 4.3 PROYECCIÓN DE POBLACIÓN Y NÚMERO DE VIVIENDAS Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas se empleó la información de las diferentes localidades incluidas en el presente estudio, así como el planeamiento e información proporcionados por el INEI (censos de 1981 y 1993) del departamento de Lima (ver Anexo Nº 1.1). Por otro lado se tiene las tasas de crecimiento de demanda de potencia y energía de las diferentes localidades que actualmente tiene servicio eléctrico, tasas que reflejan el crecimiento poblacional. 4.3.1 Determinación de las Tasas de Crecimiento Para la determinación de la tasa de crecimiento a utilizar para la proyección de la población se ha usado las siguientes fuentes información: • Crecimiento poblacional para los años 1981 al 1993 según INEI.


• Crecimiento de la Demanda de Energía de información proporcionada por ADINELSA. En base a estos resultados, se ha considerado las siguientes tasas de crecimiento para la población, las mismas que consideramos como mínimo una tasa del 1,0% y máximo 1,5% a 2,0%. 4.3.2 Proyección de la Población y Número de Viviendas Se calculó el promedio de la relación población/número de viviendas, teniendo en cuenta que el número de habitantes por vivienda máximo es 6 y mínimo de 2, tomando como referencia los datos de los censos de 1993, así como los datos de la encuesta de campo. Finalmente se empleó de preferencia los datos recopilados de la zona del proyecto . En los Anexos Nº 1.3-a y 1.3-b se adjunta las proyecciones del número de viviendas totales y la población de las localidades que conforman los PSE Huarochirí y Quinches, y cuyo resumen se presenta a continuación: Cuadro Nº 4.1 Resumen de Proyección de la Población Total y Número de Viviendas Nº Descripción \ años PSE HUAROCHIRÍ 1 Población 2 Nº de Viviendas Totales PSE QUINCHES 1 Población 2 Nº de Viviendas Totales

2004

2009

2014

2019

2024

29 745 7 619

31 403 8 047

33 154 8 489

35 004 8 962

36 964 9 465

4 700 1 918

5 188 2 117

5 730 2 338

6 327 2 579

6 983 2 848

4.4 METODOLOGÍA PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 4.4.1 Información Existente Los datos recopilados para la proyección de la demanda de los PSE Huarochirí y Quinches son los siguientes: • Datos de Campo del área de influencia del proyecto. • Censo Nacional de Población y Vivienda de 1981 y 1993. • Información de consumos de energía, máxima demanda y número de usuarios de las localidades que cuentan con servicio eléctrico, ver Anexos Nº 1.8, 1.9 y 1.10 4.4.2 Metodología de Proyección de la Demanda La metodología utilizada para la proyección del consumo de energía y de la máxima demanda, con ligeras variantes es la recomendada por la Ex-Oficina de Cooperación Energética Peruano-Alemana, que analizó diversos métodos de proyección, y determinó que para el caso de Pequeños y Medianos Centros Poblados, la metodología mas adecuada es aquella que se basa en el establecimiento de una relación funcional creciente entre el consumo de energía por abonado doméstico (kWh/Abon.) y el número de abonados para cada año. Esta relación considera que la expansión urbana a consecuencia del crecimiento poblacional está íntimamente vinculada con el desarrollo de actividades productivas que conducen a mejorar los niveles de ingreso y por consecuencia, el crecimiento per cápita del consumo de energía eléctrica. A continuación, se describe en forma secuencial los cálculos que efectúa el programa de proyección de la demanda de localidades: 1. Número de Habitantes y Abonados Domésticos: a) Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años. b) Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabilizó la población y el número de vivienda, se determina el número promedio de habitantes por


familia para cada una de las localidades, índice que permite determinar el número de viviendas para todo el horizonte de planeamiento. c) El número de abonados domésticos se obtiene de la multiplicación del número de viviendas totales y el coeficiente de electrificación. El resumen de la proyección del número de abonados domésticos es el siguiente:

Cuadro Nº 4.2 Resumen del Número de Abonados Domésticos Nº Descripción \ años PSE HUAROCHIRÍ 1 Nº de Abonados Domésticos PSE QUINCHES 1 Nº de Abonados Domésticos

2004

2009

2014

2019

2024

5 086

5 767

6 512

7 326

8 208

1 561

1 792

2 056

2 358

2 694

El detalle de la proyección del número de abonados domésticos se muestra en el Anexo Nº 1.3-c. 2. Consumo doméstico: El consumo unitario se ha determinado de la información existente de las localidades con suministro eléctrico, en el área del proyecto. Cuadro Nº 4.3 Consumos Unitarios Domésticos Localidades Con Servicio Eléctrico PSE Huarochirí (diciembre 2004) Ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

Localidad CHARACUAQUE CHINCHAGOZA CHAMPUANA S. J. DE PACOTA CULLPE SANTA ROSA TUPICOCHA SAN DAMIAN SUNICANCHA SANTA ANA LAHUAYTAMBO CANLLE CRUZ DE LAYA HUATIACAYA LANGA MATARACHI S. L. DE ESCOMARCA CHORRILLOS S. M. DE ORCOCOTO LANCHI PAMPILLA COCHAHUAYCO ANTIOQUIA HUAROCHIRI SANGALLAYA S. L. DE QUINTI S. P. HUANCAYRE S. DE ANCHUCAYA S. J. TANTARANCHE TOTAL

Consumo Energía Número de Doméstica (kWh-mes) Usuarios 158 19 340 26 224 22 500 48 327 34 150 12 4 360 360 4 670 487 1 355 154 512 54 1 933 170 342 27 434 25 151 20 4 895 342 195 23 1 210 74 811 65 373 27 415 32 671 55 892 79 3 068 134 5 383 357 1 176 115 4 600 331 983 101 2 114 197 719 96 42 961 3 486

Consumo Unitario Doméstico (kWh-mes) 8,3 13,1 10,2 10,4 9,6 12,5 12,1 9,6 8,8 9,5 11,4 12,7 17,4 7,6 14,3 8,5 16,4 12,5 13,8 13,0 12,2 11,3 22,9 15,1 10,2 13,9 9,7 10,7 7,5 12,32


Cuadro Nº 4.4 Consumos Unitarios Domésticos Localidades Con Servicio Eléctrico PSE Quinches (noviembre 2004) Ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Localidad SAN JOAQUIN COCHAS HUAÑEC QUINCHES MALLEURAN HUAMPARA AYAVIRI HUACTA VISCAS QUINOCAY TAMARA PILAS OMAS TOTAL

Consumo Energía Doméstica (kWh-mes) 502 506 1 884 3 116 258 1 178 3 960 223 1 436 1 235 427 1 220 1 396 17 341

Número de Consumo Unitario Usuarios Doméstico (kWh-mes) 49 10,2 49 10,3 178 10,6 268 11,6 45 5,7 117 10,1 246 16,1 36 6,2 112 12,8 78 15,8 113 3,8 174 7,0 96 14,5 1 561 11,11

Los parámetros A y B utilizados en la proyección del consumo unitario de energía doméstico se obtiene de la siguiente manera: Y=A.XB Donde: Y : Consumo Unitario Doméstico (kWh/Abon. Domest.) X : Número de Abonados Domésticos A, B : Parámetros de la Ecuación 3. Factor de Carga: Se determinaron los factores de carga típicos con datos extraídos de los medidores totalizadores de los transformadores de distribución de las localidades con servicio eléctrico. 4. Coeficiente de Electrificación: El coeficiente de electrificación es la relación entre el número de abonados domésticos y el número de abonados totales factibles de electrificar. Para las localidades del PSE se cuenta con la información de las localidades que cuentan con servicio eléctrico El detalle de los coeficientes de electrificación por localidad se muestra en el Anexo Nº 1.1. 5. Consumo Comercial: Se determina a partir del consumo unitario del sector doméstico (CUC/CUD), asumiendo un porcentaje adicional al consumo unitario doméstico. Para las localidades del tipo I se ha considerado la relación CUC/CUD de 1,25, es decir se prevé un 25 % más de consumo de energía que los usuarios del sector doméstico, y para las localidades del tipo II y III, se prevé que esa relación será de 1,15% y 1,10% respectivamente. 6. Consumo por Cargas Industriales Menores: Es el consumo debido a la existencia de pequeñas industrias, tales como talleres de soldadura, manufactura, artesanía, destilería, etc. Se determina a partir del consumo neto doméstico, como: CI = %CI * CD Donde %CI es

el porcentaje del consumo neto industrial con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo Industrial Menor para todos los años. 7. Consumo por Cargas de Uso General: Es el consumo debido a la existencia de cargas de uso general que están conformadas por escuelas, colegios, iglesias, locales comunales, municipalidades, postas medicas, etc


Se determina a partir del consumo neto doméstico, como: CG = %CG * CD Donde %CG es el porcentaje del consumo neto de uso general con respecto al consumo neto

doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de uso general para todos los años. En los cuadros siguientes se muestran los resúmenes de consumos de uso general. • Para las escuelas, colegios y postas médicas se ha calculado su consumo promedio de consumo mensual, como se muestra en el siguiente cuadro. • Para los locales del gobernador, local comunales, club de madres, teléfono comunitario y capilla, en el cuadro siguiente se muestra el resumen de consumo unitario mensual. 8. Consumo por Alumbrado Público: Para la determinación del consumo de alumbrado público se ha aplicado la Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” Publicado en Diciembre del 2003, la cual menciona lo siguiente: Se determina un consumo de energía mensual por alumbrado público de acuerdo a la siguiente fórmula: CMAP = KALP x NU Donde: CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes NU : Número de Usuarios de la localidad El Factor KALP es el correspondiente al Sector Típico 4: KALP = 3,3 Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula: PI = (CMAP x 1000) / (NHMAP x PPL) Donde: PI : Puntos de Iluminación CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes) PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en watts La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior. El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su control de encendido y apagado: Tipo de control NHMAP Célula fotoeléctrica Horario

(horas/mes ) 360 Número de horas diarias programadas multiplicada por 30

La potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público (PPL) comprende la potencia nominal de la lámpara más la potencia nominal de sus accesorios de encendido. El número de horas diarias de alumbrado público considerado es de 12 horas.

Es así que para calcular el número de puntos de iluminación por localidad en el año inicial se considera lo siguiente: NHMAP = 360 PPL = 80W (Se incluye las pérdidas de potencia) Con las consideraciones anteriores se calcula el porcentaje que representa el Consumo de Alumbrado Público respecto del Consumo Unitario Doméstico como: %CAP = CMAP/CUD


Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de Alumbrado Público para todos los años. 10. Consumo Neto por Localidad: Es la sumatoria de los consumos de cada uno de los sectores descritos anteriormente. 11. Consumo Bruto Total: Se obtiene de sumar el consumo neto y las pérdidas de energía técnica y comercial en distribución que se estiman en 8 % de la energía neta. 12. Demanda Máxima de Potencia: Es la que se obtiene de dividir el consumo bruto total (kWh-año) sobre las horas de utilización. Los criterios aplicados para la Proyección de la Demanda de los PSE Huarochirí y Quinches, se muestra en resumen en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 4.5 Criterios Aplicados para la Proyección de la Demanda del PSE Huarochirí y Quinches PSE Huarochirí PSE Quinches Localidades Urbana / rurales

Tipo I

Tipo II Tipo III Tipo II Tipo III

% Tasa de Crecimiento Coeficiente de Electrificación Consumo Unitario Doméstico Inicial mensual (kWh-mes) Consumo Unitario Doméstico Final Mensual (kWh-mes) Tasa de crecimiento anual del Consumo Unitario Doméstico CUC / CUD % Alumbrado público % Consumo Industrial % Consumo Uso General % Pérdidas fc A.P. fc C.D. fc C.C. fc E.B. Incremento H.U.C.D. Incremento H.U.C.C. Incremento H.U.E.B. (1) y (2): El Coeficiente de Electrificación y la Tasa determinadas para cada localidad (ver Anexo Nº 1).

(1) (1) (1) (1) (1) (2) (2) (2) (2) (2) 18,0 15,0 11,0 17,0 13,0 27,0 22,0 16,0 25,0 19,0 2,05% 1,93% 1,89% 1,95% 1,92% 1,25 1,15 1,10 1,15 1,10 15 10 7 10 7 5 3 2 3 2 8 5 2 5 2 8 8 8 8 8 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,36 0,32 0,29 0,31 0,24 0,40 0,36 0,32 0,35 0,26 0,38 0,34 0,30 0,33 0,25 35 31 27 30 23 38 34 30 33 25 37 33 29 32 24 de Crecimiento Poblacional son variables, están

4.5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA La proyección de la máxima demanda (kW) y energía total (MWh-año) se adjunta en detalle en los Anexos Nº 1.4 y 1.5, y cuyo resumen se presenta a continuación: Cuadro Nº 4.6 Resumen de la Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW) Nº Descripción \ años PSE HUAROCHIRÍ y QUINCHES 1 Circuito 1: I Etapa Huarochirí 2 Circuito 1: II Etapa Huarochirí Sub Total Circuito 1 (kW) 1 Circuito 2: I Etapa Huarochirí 2 Circuito 2: II Etapa Huarochirí 3 PSE Quinches Sub Total Circuito 2 (kW) TOTAL (kW) Tasa Anual de Crecimiento Equivalente

2004

2009

2014

2019

2024

156 62 218 87 34 148 269 487

188 74 262 115 40 180 335 597

220 82 302 147 45 217 409 711 3,56 %

256 90 346 186 49 260 495 841

295 97 392 227 54 308 589 981


Cuadro Nº 4.7 Resumen de la Proyección de la Energía Total (MWh-año) Nº Descripción \ años PSE HUAROCHIRÍ y QUINCHES 1 Circuito 1: I Etapa Huarochirí 2 Circuito 1: II Etapa Huarochirí Sub Total Circuito 1 (MWh-año) 1 Circuito 2: I Etapa Huarochirí 2 Circuito 2: II Etapa Huarochirí 3 PSE Quinches Sub Total Circuito 2 (MWh-año) TOTAL (MWh-año)

2004

2009

2014

2019

2024

462 170 632 275 98 402 775 1 407

580 199 779 387 119 518 1 024 1 803

716 238 954 525 138 657 1 320 2 274 4,65 %

877 277 1 154 693 162 824 1 679 2833

1 060 322 1 382 897 190 1 026 2 113 3495

Tasa Anual de Crecimiento Equivalente

4.6 ANÁLISIS DE LA OFERTA El P.S.E. Quinches es un sistema aislado y está compuesto por una Mini Central Hidroeléctrica – M.C.H. del mismo nombre, que tiene dos turbinas, una KUBOTA de 140 kW y otra TURGO-CHINA de 120 kW, las cuales funcionan normalmente en periodo de avenida, que tiene una duración de 06 meses comprendidos entre diciembre y mayo. En el período de estiaje comprendido entre los meses de junio a diciembre de cada año, la turbina KUBOTA no opera debido a su baja eficiencia, siendo la oferta cubierta por la turbina CHINA cuya máxima demanda en periodo de estiaje es de 130 kW y el déficit cubierto por un grupo térmico de 100 kW. Mientras que el P.S.E. Huarochirí I Etapa pertenece al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SIEN teniendo como oferta la Sub Estación Surco 60/10 kV – 6 MVA y 10/22,9 kV – 2/2,6 MVA. 4.7 BALANCE OFERTA DEMANDA El PSE Huarochirí y el PSE Quinches será alimentado por la Sub Estación Surco 60/10 kV – 6 MVA, y 10/22,9 kV – 2/2,6 MVA, alimentada por la Línea de Transmisión en 60 kV Moyopampa - Surco, proveniente de la Central Hidroeléctrica de Moyopampa de 60 MW. La Sub Estación 10/22,9 kV de 2,6 MVA, considerando el diagrama de carga rural con un factor de carga y de potencia de 0,35 y 0,9 respectivamente, permite una sobrecarga de 2,85 MW, lo cual satisface la demanda ampliamente hasta el año 2024. Cuadro Nº 4.8 Balance Oferta - Demanda PSE Huarochirí y Quinches Nº Descripción \ años 1 Demanda PSE Huarochirí y Quinches (kW) 2 Oferta S.E. Surco 10/22,9 kV – 2,6 MVA (kW) BALANCE OFERTA - DEMANDA (kW)

2004 487 2 850 2 363

2009 597 2 850 2 253

2014 711 2 850 2 139

2019 841 2 850 2 009

2024 981 2 850 1 869

Para el caso de la Sub Estación Reductora 22,9/10 kV de 250 kVA considerada para la Línea de Interconexión en 22,9 kv entre el P.S.E. Quinches – P.S.E. Huarochirí, permite una sobrecarga de 299 kW (ver numeral 5.2.1-g), el cual cubre la demanda hasta el año 2023. Cuadro Nº 4.9 Balance Oferta - Demanda Quinches Nº Descripción \ años 1 Demanda PSE Quinches (kW) 2 Oferta S.E. Reductora 22,9/10 kV-250 kVA (kW) (*) BALANCE OFERTA - DEMANDA (kW)

2004 148 299 151

2009 180 299 119

2014 217 299 82

2019 260 299 39

2024 308 299 -9


Nota (*): El transformador previsto para la Sub Estación Reductora de 250 kVA, según el balance Oferta-Demanda cubre la demanda hasta el año 2023 considerando la sobrecarga que puede soporta el transformador (ver numeral 5.2.1-g), adicionalmente el Sistema Eléctrico de Quinches actualmente en 10 kV será convertido a 22,9 kV hasta el año 2008 según la planificación prevista por ADINELSA, lo que significa que la Subestación Reductora será reubicada en su oportunidad.

5.

DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO

5.1 NORMAS APLICABLES Las Normas principales que se han tomado en cuenta son las siguientes: • Código Nacional de Electricidad Suministros 2001. • Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844. • Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844. • RD-016-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas de Montaje de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. • RD-017-2003-EM/DGE Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales. • RD-018-2003-EM/DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. • RD-024-2003 EM/DGE Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. • RD-026-2003-EM/DGE Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural. Adicionalmente se consulta las siguientes normas internacionales: • NESC (NATIONAL ELECTRICAL SAFETY CODE). • RUS (RURAL UTILITIES SERVICE). • U.S. BUREAU OF RECLAMATION - STANDARD DESIGN. • VDE 210 (VERBAND DEUTSCHER ELECTROTECHNIKER). • IEEE (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS). • CIGRE (CONFERENCE INTERNATIONAL DES GRANDS RESSEAUX ELECTRIQUES). • ANSI (AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE). • IEC (INTERNATIONAL ELECTROTECNICAL COMISSION). 5.2 CRITERIOS DE DISEÑO DE LÍNEA PRIMARIA Estos criterios definen las condiciones técnicas mínimas para el diseño de líneas primarias aéreas en 22,9/13,2 kV de tal manera que garanticen los niveles mínimos de seguridad para las personas y las propiedades, y el cumplimiento de los requisitos exigidos para un sistema económicamente adaptado. 5.2.1 Criterios de Diseño Eléctrico a. Características Eléctricas del Sistema Teniendo en cuenta que la interconexión eléctrica cuenta como punto de alimentación una estructura de la línea primaria en 22,9 kV del PSE Huarochirí, se considera las siguientes características eléctricas: • Tensión nominal del sistema : 22,9 kV • Configuración : 3φ trifásico • Tensión Máxima de Servicio : 25 kV • Frecuencia : 60 Hz • Factor de Potencia : 0,9 (atraso) • Conexión del Neutro : Efectivamente puesto a tierra en S.E.


• Potencia de cortocircuito mínima : 200 MVA • Nivel isoceráunico: Hasta 3000 msnm. : Nulo De 3001 a 4000 msnm : 30 De 4001 msnm hasta arriba : 60 Parámetros de los Conductores • Resistencia Eléctrica La resistencia de los conductores a la temperatura de operación se calculará mediante la siguiente fórmula. R 1 = R 20 [1 + 0,0036 (t - 20°)] Donde: R 20 = Resistencia del conductor en c.c. a 20 °C, en ohm/km t = 20°C t = Temperatura máxima de operación, en °C • Reactancia Inductiva La reactancia inductiva para sistemas trifásicos equilibrados es: XL = 377 (0,5 + 4,6 Log (DMG/r) x 10 -4, en ohm/km Donde: DMG= Distancia Media Geométrica, igual a 1,20 m r = radio del conductor, en metros La reactancia inductiva equivalente para sistemas monofásicos con retorno total por tierra. XLT = 0,1734 log (De/Ds), en Ohm/km Donde: De = 85√ρ - Diámetro equivalente, en metros Ds = Radio equivalente conductor e igual a 2,117 r’ para conductor de 7 alambres r = Resistividad eléctrica del terreno, se considera 250 Ohm-m r’ = Radio del alambre del conductor, en metros Nivel de Aislamiento Los criterios que deberán tomarse en cuenta para la selección del aislamiento serán las siguientes: • Contaminación ambiental • Sobre tensiones a frecuencia industrial en seco • Sobre tensiones atmosféricas En el siguiente cuadro se muestran los niveles de aislamiento que se aplicarán a las líneas primarias en condiciones estándar: Cuadro Nº 5.1 Niveles de Aislamientos Tensión Tensión Tensión de Tensión de sostenimiento nominal entre máxima entre sostenimiento a la a frecuencia industrial fase fases onda 1,2/50 entre entre fases y fase-tierra kV kV fases fase a tierra kV 22,9/13,2 25/14,5 125 50 22,9 25 125 50   

b.

c.


• Contaminación Ambiental El área del proyecto se caracteriza por ser una zona de contaminación muy ligera expuesta a descargas atmosféricas moderadas y presencia de lluvias, lo cual contribuye a la limpieza periódica de los aisladores. Por lo expuesto anteriormente se selecciona una distancia de fuga de 13,5 mm/kV correspondiente a una contaminación muy ligera indicada en el Anexo Nº 3.1 - Norma IEC 815 “Recomendaciones para distancia de fuga en los aisladores de porcelana para ambientes contaminados”. Formula para determinar la línea de fuga (fase-tierra): L fuga

= L f 0 xU MAX xf ch

Donde: Lfuga : Longitud de fuga fase-tierra requerida Lf 0 : Longitud de fuga unitaria en mm/kVf-f Umax : Tensión Máxima de Servicio f ch : Factor de Corrección por Altura: 1 + 1,25 (h –1 000) x 10 -4 h : Altitud sobre el nivel del mar, en metros • Sobretensiones a Frecuencia Industrial en Seco Esta sobretensión se produce debido a fallas en el sistema y está dada por la siguiente expresión: × H fs × Vmax Vfi = 3 × ( 1 − N × σ ) × δ n × fl Donde: f s : Factor de sobretensión a frecuencia industrial (1,5) Vmax : Tensión máxima (25 y 14,5 kV) H : Factor por Humedad (1,0) N : Número de desviaciones estándar alrededor de la media (3) s : Desviación estándar (2%) d : Densidad relativa del aire fl : Factor por lluvia (0,83) δ =

3,92 xb 273 + t

y

log b = log 76 −

msnm

18336

Donde b : Presión barométrica mmHg. t : Temperatura ambiental media ºC El nivel de aislamiento recomendados según la Norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias”, es: Vfi = 50 kV. • Sobretensiones Atmosféricas La mayor causa de fallas es ocasionada por los flameos producidos por descargas atmosféricas, los cuales producen sobretensiones directas e inducidas sobre las líneas de distribución, las cuales dependen de los siguientes factores: Intensidad y continuidad de las descargas atmosféricas (nivel isoceráunico), dicha intensidad varía en función a la altitud. Las líneas evaluadas consideran una altura libre de 10 m (equivalente al poste de 12 m que utilizamos en las líneas 22,9/13,2 kV), lo que mejora el comportamiento ante las descargas atmosféricas. 




Las salidas de servicio por cada 100 km/año tienden a eliminarse cuando se logra una tensión de flameo al impulso critico (CFO) de la línea de 300 kV, valor que es posible lograrlo con la utilización de postes de madera, crucetas de madera y el aislamiento de los aisladores. En nuestro caso se ha descartado el uso de los postes de madera, por tanto solo se analizará la utilización de los otros dos componentes. La cantidad de pararrayos de las SS.EE.DD. proveen un grado de reducción de flameos por tensiones inducidas, debido a que las localidades se encuentran distribuidas a lo largo de las líneas, contribuyendo así a mejorar el comportamiento eléctrico. Los CFO a 1000 msnm considerados por la norma IEEE Std 1410-1997 para las estructuras con aislamiento en serie son los siguientes: Primer Componente CFO1 Aislador pin ANSI 56-2 150 kV 2 aisladores campana 53-2 165 kV Aire 600 kV/m Poste de madera 330 kV/m Crucetas de madera 360 kV/m Segundo Componente CFO2 Cruceta de madera con aislador pín 250 kV Poste de madera con aislador pín 235 kV Tercer Componente CFO3 Poste de madera 65 kV Nota: Los valores CFO son para madera mojada. CFO2 = 0,45 CFO1 ^ CFO3 = 0,20 CFO1 Los equipos y accesorios metálicos de las estructuras (seccionadores-fusibles, pararrayos, equipos de medición, etc.) contribuyen a reducir el CFO, lo cual se compensa a través de distancias suficientes aisladas y la utilización de pararrayos. Los explosores o gaps entre la ferretería punta de poste con el conductor de puesta a tierra reduce drásticamente el CFO de la estructura, motivo por el cual los armados RUS han eliminado la utilización de explosores a partir de noviembre de 1998. Estructuras de Madera (Trifásico) Primer Componente (CFO1) Aislador pin ANSI 56-2 ó 2 aisladores campana 53-2 (150-165 kV) Segundo Componente (CFO2) Cruceta de madera con aislador pin 56-2 (250 kV) Tercer Componente (CFO3) Poste de madera (65 kV) Por lo tanto el CFO (Critical Impulse Flashover Voltage) es: CFOT = CFO1 + CFO2*(Long. de CFO2) + CFO3*(Long. de CFO3) CFOT = (155 kV ó 165kV) + 250 kV*(0,5 m) + 65 kV*(0,6) CFOT = 314 - 329 kV A continuación se describe el procedimiento de cálculo del aislamiento requerido por descargas atmosféricas (contorneo inverso “-“): 









Vi

Donde: NBI N s d

: : : :

=

NBI

( 1 − N × σ ) × δ

Nivel Básico de Aislamiento (125 kV-BIL) Número de desviaciones estándar alrededor de la media (1,2) Desviación estándar (2%) Densidad relativa del aire


δ =

3,92 xb 273 + t

y

log b = log 76 −

msnm

18336

Donde: b : Presión barométrica en cm de Hg t : Temperatura ambiental media ºC En base a los resultados de las solicitaciones antes mencionadas y los valores del cuadro que se presenta a continuación se prevé la utilización de aisladores Pin ANSI 56-3, y Suspensión ANSI 52-3 para las líneas y redes primarias. Cuadro Nº 5.2 Niveles de Aislamientos Aislador 56-3 y 2x52-3 NIVELES DE AISLAMIENTO

Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 kVp Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial (kV) Línea de fuga total (mm)

d.

e.

AISLADOR TIPO PIN CLASE 56-3

CADENA DE 2 AISLADORES CLASE 52-3

200

245

125

155

533

584

Selección de Pararrayos y Seccionadores Fusibles Las principales características de los pararrayos y seccionadores son las siguientes: Pararrayos: Los pararrayos serán de oxido metálico, seleccionando para el sistema en 22,9 kV- 21 kV y para 10 kV – 12 kV. Seccionadores Fusibles: Los seccionadores tipo cut-out será para el sistema en 22,9 kV-27 kV, 100 A y para 10 kV-15 kV, 100 A. Coordinación del Aislamiento Se entiende por coordinación del aislamiento al conjunto de disposiciones que se toman a fin de evitar que las sobretensiones causen daño a los equipos eléctricos y cuando los arcos de defecto no puedan ser eludidos con medios que resulten económicos, sean localizados en puntos del sistema donde produzcan la mínima afectación al funcionamiento y a las instalaciones de éste ultimo. Por tal razón es imprescindible la instalación de los pararrayos para la adecuada protección del aislamiento interno de los transformadores. Los márgenes mínimos de seguridad recomendado por ANSI, según guía de aplicación C62.2-1981 son: MP1 : Margen del nivel de onda cortada = 120% MP2 : Margen del nivel básico de aislamiento (BIL) = 120% MP3 : Margen por maniobra = 115% Donde: Tensión Soportable de Impulso Atmosférico cortado del Equipamiento MP1 = ------------------------------------------------------------------------------------ Nivel de protección del pararrayos para frente de onda Tensión Soportable Nominal de Impulso Atmosférico del Equipamiento MP2 = ------------------------------------------------------------------------------------ Nivel de protección del pararrayos para Impulso Atmosférico Tensión Soportable Nominal de Impulso Atmosférico del Equipamiento MP3 = ---------------------------------------------------------------------------------------- Nivel de protección del pararrayos para Impulso de maniobra


f.

g.

Dimensionamiento de Conductores Aéreos por Capacidad Térmica frente a los Cortocircuitos El proceso de calentamiento por corriente de cortocircuito se considera de corta duración debido a los cortos tiempos de operación de los dispositivos de protección. En estas condiciones se pueden aceptar que durante el tiempo de duración del cortocircuito, no existe disipación de calor, es decir, todo el calor producido se traduce en calentamiento. • Metodología de Cálculo El método propuesto es el recomendado por la norma Alemana VDE103. En la determinación de los efectos térmicos producidos por los cortocircuitos, se parte del valor medio térmicamente efectivo de la corriente de cortocircuito Mi, que se define como el valor eficaz de una corriente ideal (puede considerarse continua) que en el tiempo de 1 segundo ganaría el mismo calentamiento que la corriente de cortocircuito (componente alterna más unidireccional) durante el tiempo total de eliminación de la falla. La VDE103 establece que: Mi = Icco √ (m + n) t Tratándose de recierres rápidos seguidos, el valor eficaz equivalente es: Im = √ Im12 + Im22 +...+ Imi2 Donde: I”cco : Corriente eficaz inicial de cortocircuito m : Influencia de la componente unidireccional a través del factor N del gráfico mostrado en la norma VDE. 0102 n : Influencia de la disminución de I”cco, según el gráfico mostrado en la Norma VDE 0103 t : Tiempo real de eliminación de la falla en. La temperatura máxima en conductores de aleación de aluminio, durante el cortocircuito, y sometidos a esfuerzos de tracción mayores a 9,8 N/mm2, no debe sobrepasar de 160ºC. Para la determinación de la densidad máxima de corriente puede asumirse una temperatura inicial de 40ºC. Con las temperaturas inicial y máxima indicadas y el gráfico de la Norma VDE103, se determina las densidades máximas de corriente que podrán alcanzarse. Luego la sección del conductor se obtendrá dividiendo el valor de Im calculado entre la densidad de corriente hallada. Realizando los cálculos correspondientes se concluye que la sección mínima a utilizarse será de 25 mm² AAAC, pero para mayor seguridad y considerando la presencia de fuertes vientos en la zona de proyecto, se considera utilizar la sección de 35 mm² AAAC. Además estos los conductores para líneas primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089. La utilización de conductores de aleación de aluminio es debido a que en el área del proyecto está libre de contaminación salina o industrial. Transformador Trifásico Reductor de 22,9/10 y 12 kV – 250 kVA El transformador será trifásico del tipo de inmersión en aceite y refrigeración natural, con arrollamientos de cobre y núcleo de hierro laminado en frío, para montaje exterior en estructura biposte, y cumplirán con las prescripciones de la norma IEC 76.1, según versión vigente a la fecha. El transformador tendrán las siguientes características: • Norma : ANSI • Tensión nominal primaria en vacío : 22,9 kV ± 2x2,5%


• • • • • • • • •

Tensión nominal secundaria en vacío : 10 y 12 kV (doble relación) Tipo de conexión en el lado primario : Estrella con neutro accesible en vacío. Tipo de conexión en el lado secundario : Triangulo Grupo de conexión : YNd5 Potencia nominal continua : 250 kVA Frecuencia nominal : 60 Hz Altitud de trabajo : hasta 3 000 msnm Tensión de cortocircuito : Aislamiento primario hasta 1000 msnm Tensión al impulso 1,2/50 :125 y 95 kVp Tensión a la frecuencia industrial : 50 y 24 kV • Aislamiento secundario : 15 kV Los transformadores tendrán los siguientes accesorios: • Conmutador de nueve tomas en vacío : 4 x 2,5 % • Tanque conservador con indicador visual del nivel del aceite • Ganchos de suspensión para levantar el transformador • Grifo de vaciado y toma de muestras de aceite. • Borne de conexión a tierra y placa de características. Se analizó la capacidad de sobrecarga en el transformador mediante el siguiente análisis: • Determinación de la Sobrecarga en el Transformador Trifásico Reductor Para determinar la capacidad de sobrecarga permisible en el transformador reductor, se cumplió la norma VDE 0536, la misma que determina el factor de sobrecarga (K2) en función de: K1 Carga inicial (previa) con referencia a la carga nominal t Tiempo de duración de sobrecarga en horas Temperatura del medio refrigerante en °C T Para lo cual se tiene los siguientes gráficos: Gráfico Nº 5.1 Factor de Sobrecarga  


Se consideró como valores por defecto que el tiempo de duración de la sobrecarga es de t = 4 horas, y la carga inicial previa K1 = 0,5; también que la temperatura del medio refrigerante en horas de sobrecarga es de T = 20°C, obteniéndose el siguiente factor de sobrecarga: K2 = 1,26 (con reserva del 5%) Para el transformador de 250 kVA se determino que la máxima demanda permisible con sobrecarga y reserva del 5% es de 299 kW.

h.

Puesta a Tierra En los sistemas puestos a tierra sin neutro corrido en 22,9 kV se requiere que las instalaciones de las líneas primarias garanticen la seguridad de las personas, operación del sistema, y facilidad para el recorrido a tierra de la corriente de fuga. Se recomienda que para la Línea Primaria se siga el criterio de utilizar una puesta a tierra por cada tres estructuras. El sistema de puesta a tierra está compuesto por una varilla de acero recubierta de cobre de 2,4 m de longitud, 16 mm ø, conductor de cobre recocido de 16 mm 2 y conectores. Asimismo, en la precitada norma se establece que para Sub Estaciones Trifásicas se debe tener un valor de 25 Ω mediante el uso de la puesta a tierra tipo PAT-2 ó PAT-3, ver Lámina Nº LP-02. 5.2.2 Criterios para la Selección y Equipamiento de Líneas y Redes Primarias a. Estructuras Para la selección del material de las estructuras se han establecido los siguientes criterios: • Las líneas y redes primarias que integran el Proyecto son típicamente de electrificación rural, por lo que los costos deben ser los menores posibles, garantizando sin embargo, un grado de seguridad mínimo, de acuerdo con las exigencias de las normas nacionales e internacionales que son aplicables. • Según la norma RD-026-2003-EM/DGE: “Especificaciones Técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, podrán utilizarse postes de concreto armado y de madera. El primero de procedencia nacional mientras que el último podrá ser de procedencia nacional o importada. b. Conductores La norma RD-018-2003-EM/DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”, establece que el material de los conductores para Líneas Primarias son de Aleación de Aluminio tipo AAAC que consideramos adecuado, frente al cobre que si bien es cierto es abundante en el mercado nacional, su costo y su peso lo tornan inadecuado. La sección mínima del conductor ha sido definida tomando en cuenta los siguientes aspectos: • Corrientes de cortocircuito. • Esfuerzos mecánicos. • Capacidad de corriente en régimen normal. • Caída de tensión. El segundo factor ha sido determinante en la definición de la sección de 35 mm 2 como la mínima que se utilizará en el presente Proyecto. Para la selección del calibre del conductor se ha seguido la siguiente metodología: • Se ha realizado el cálculo eléctrico utilizando el método del flujo de carga. Para este fin se ha empleado el Programa Computacional WIN FLU siguiendo la secuencia que se indica: Preparación del diagrama de carga. Cálculo de los parámetros de líneas. Preparación de la base de datos. Corrida del programa.    


Impresión de resultados. Los resultados detallados se muestran en el Anexo Nº 2. De acuerdo a los cálculos de flujo de carga realizados, el calibre de las líneas primarias, resulta de 35 mm² AAAC.  

c.

Aisladores De acuerdo con los análisis de coordinación de aislamiento y sobre la base de la Norma RD026-2003-EM/DGE, se utilizarán aisladores de porcelana tipo Pin y Suspensión. Los primeros se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulos de desvío topográfico moderados. En estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención, se utilizarán cadenas de aisladores, compuestas de dos unidades. Los aisladores Pin corresponderán a la clase ANSI 56-3 y los de Suspensión a la clase ANSI 52-3, conexión bola casquillo (ball-socket). d. Retenidas y Anclajes Las retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no pueden soportar por sí solas. El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 37º. Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de compresión al poste. Las retenidas y anclajes estarán compuestos por los siguientes elementos: • Cable de acero grado SIEMENS MARTIN de 10 mm de diámetro. • Varillas de anclaje con ojal - guardacabo. • Mordazas preformadas. • Perno con ojal guardacabo para fijación al poste. • Bloque de concreto armado. e. Puesta a Tierra Las puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos: • Electrodo de Copperweld. • Conductor de cobre recocido para la bajada a tierra. • Accesorios de conexión y fijación. En las estructuras de líneas trifásicas y monofásicas se utilizará un solo electrodo, mientras que en las sub estaciones de distribución, el número de electrodos será el necesario para obtener los valores de resistencia de puesta a tierra indicados. f. Material de Ferretería Todos los elementos de fierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de aisladores, serán galvanizados en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas. 5.2.3 Criterios de Diseño Mecánico a. Distancias Mínimas de Seguridad • Distancia de Seguridad entre los conductores en los soportes para el mismo circuito y diferentes circuitos: Tensión < 11 kV: 0,50 m Tensión > 11 kV: 0,50 m + 0,01 m/kV en exceso de 11 kV En 13,2 kV+5% = 0,54 m En 22,9 kV+5% = 0,64 m según C.N.E. Suministro 2001 (Tabla Nº 235-1)


• Distancia vertical mínima entre conductores de diferentes circuitos según norma RD Nº 018-2003-EM/DGE: Esta distancia se determinará mediante la siguiente fórmula: D = 1,20 + 0,0102 (Fc) (kV1 + kV2 - 50) Donde: kV1 = Máxima tensión entre fases del circuito de mayor tensión, en kV. kV2 = Máxima tensión entre fases del circuito de menor tensión: 25 kV ó 14,5 kV Para líneas de 22,9 kV y 22,9/13,2 kV, esta tensión será 25 kV. Fc = Factor de corrección por altitud. La distancia vertical mínima entre líneas de 22,9 kV y líneas de menor tensión será de 1,0 m. Según CNE Suministro 2001 (Tabla Nº 233-1): Entre conductores de 23 kV será de 1,20 m. Entre conductores de 23 kV, sobre cables autosoportados menores a 750V será de 1,20 m. Entre conductores de 23 kV, sobre conductores de comunicaciones será de 1,80 m. • Distancias de los conductores con tensión no protegidos adyacentes pero no fijadas a edificios y otras instalaciones a excepción de puentes <750V-23 kV> Según CNE Suministro 2001 (Tabla Nº234-1) Distancia vertical sobre techos o proyecciones no fácilmente accesibles a peatones 5,0 m. Distancia vertical sobre techos o proyecciones no accesibles a peatones 3,5 m. Distancia horizontal a paredes, proyecciones, balcones, ventanas y áreas fácilmente accesibles 2,5 m. Distancia vertical sobre balcones, techos fácilmente accesibles a peatones 5,0 m. Distancia vertical sobre letreros, carteles, antenas de radio y televisión, sobre pasillos por donde transita el personal 5,0 m. • Distancia Vertical de conductores sobre el nivel del piso, camino, riel o superficie de agua según CNE Suministro 2001-Tabla Nº 232-1 Cuando los conductores recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreteras u otras fajas de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del camino. - Carreteras y avenidas 6,5 m - Caminos, calles o callejones 6,0 m - Espacios y guías peatonales o áreas no transitables por vehículos 5,0 m - Calles y caminos en zonas rurales 5,0 m Cuando los conductores cruzan o sobresalen - Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones 7,0 m - Caminos, calles y otras áreas sujetas al tráfico de camiones 6,5 m - Calzadas, zonas de parqueo y callejones 6,5 m - Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos, etc. 6,5 m - Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos 5,0 m - Calle y caminos en zonas rurales 6,5 m Distancias Mínimas a Terrenos Boscosos o Árboles Aislados (DEP/MEM) - Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles 2,5 m - Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales 0,5 m Distancia Horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano, según la norma RD Nº 018-2003-EM/DGE, la separación horizontal mínima a mitad de vano se obtiene de: D = 0,0076 (U) (Fc) + 0,65 √ f Donde:   



 

 










U Fc f H

b.

= = = =

Tensión nominal entre fases, 13,2 y 22,9 kV. Factor de corrección por altitud = 1+1,25 x (H-1000) / 10000. Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m. msnm.

Criterios de Diseño Mecánico del Conductor Los conductores para Líneas y Redes primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089. La utilización de conductores de aleación de aluminio es debido a que en la área del proyecto está libre de contaminación salina o industrial. La sección utilizada de acuerdo a la configuración del sistema eléctrico es de 35 mm². Para determinar los vanos máximos en los cuales el conductor no supera un tiro del 40% y 50% del tiro de rotura, se efectuará el cálculo mecánico de conductores, utilizando el programa computacional DLT-CAD (ver Anexos Nº 4.4 y 4.5). Los cálculos mecánicos de conductores permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos para el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, de manera que se pueda diseñar adecuadamente las estructuras de la línea. Las características del conductor utilizado se muestran a continuación: Cuadro Nº 5.3 Características Técnicas del Conductor Módulo de Módulo de Coeficiente Masa Tiro Nº Sección Diámetro elasticidad elasticidad Nombre Material dilatación Unitaria rotura de mm² mm Inicial Final 1/ºC kg/m kN hilos kN/mm² kN/mm² Aa-35

c.

AAAC

35

7,5

0,000023

0,094

10,35

51,38

60,82

19

Determinación del “EDS inicial y final” En los cálculos tradicionales, el módulo de elasticidad de un conductor se supone constante y de un valor definido para cualquier material dado; sin embargo, en la realidad, las pruebas individuales que se hacen para determinar el módulo de elasticidad muestran una variación a considerar. En el diseño de líneas de alta tensión se debe considerar el módulo de elasticidad final para los cálculos de distribución de estructuras y selección de amortiguadores y el módulo de elasticidad inicial para el dimensionamiento mecánico de las estructuras y conductores. Siguiendo este criterio se procederá a identificar la variación en el EDS para condición inicial y final, siendo ésta última la que toma en cuenta los efectos del esfuerzo-deformación que se dan en los primeros dos años, luego de los cuales se estima que las variaciones son insignificantes. La definición del EDS final para el diseño del conductor se basa en la optimización técnicoeconómica de este. Un EDS bajo (en el orden del 14 al 16% del esfuerzo de rotura) permite minimizar los problemas de vibración eólica en los conductores y a su vez incrementa las flechas en la condición de máxima temperatura, lo cual no afecta en el incremento de las estructuras dada la naturaleza accidentada de la topografía del terreno. En base a este principio se considera un EDS final en el rango del 14 al 16% del tiro de rotura, siendo necesario determinar para éste rango el EDS inicial resultante, para lo cual se hace uso de un programa computacional de cambio de estado, bajo el siguiente procedimiento: 1° Se efectúa la simulación del cambio de estado partiendo de las condiciones de templado para valores de 16, 17 y 18% del esfuerzo de rotura del conductor, para llegar a la hipótesis de máximo esfuerzo. Esta simulación se efectúa con el módulo de elasticidad inicial para el rango de vanos de 150 a 600 m.


2° Se efectúa el procedimiento inverso, considerando como punto de partida la hipótesis de máximo esfuerzo con los datos de tensión obtenidos del procedimiento anterior, para cada vano y con el módulo de elasticidad final. En el presente proyecto se consideran para los diseños los siguientes EDS: EDS Inicial: Con este valor se efectuará el dimensionamiento mecánico de las estructuras, determinación de la Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores. EDS Final: Con este valor se efectuará la distribución de estructuras y el dimensionamiento de los dispositivos de protección contra vibraciones eólicas. Los valores a considerar son los siguientes: EDS Inicial EDS Final 18% 16% Las Hipótesis de cálculo mecánico de conductores se ha definido tomado información del SENAMHI, Mapa Eólico del Perú y lo estipulado por el Código Nacional de Electricidad Suministro 2001 (ver Anexos Nº 4.1, 4.2 y 4.3 respectivamente), definiéndose las siguientes hipótesis: Cuadro Nº 5.4 Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores Hipótesis Temperatura (ºC) Velocidad de Viento (km/h) Esfuerzo % del Tiro de Rot. Espesor de Hielo (mm)

I Templado 15 0 Inicial=18% final=16% 0

II III IV V Máximo Máxima Mínima Condición Esfuerzo Temperatura Temperatura de Falla 0 75

40 0

-10 0

18 35

40

40

40

18

0

0

2

0

El Código Nacional de Electricidad-CNE establece en la Tabla Nº 250-1-B una carga de hielo de 3 mm de espesor a una velocidad de viento de 52 km/h para zonas con altitudes que varían de 3000 a 4000 msnm. Asimismo cuando hay presencia de viento, es improbable que se de un espesor de hielo mayor al que se produzca en la hipótesis de mínima temperatura sin viento, en consecuencia se ha seleccionado un espesor de hielo de 2 mm con la presencia de viento medio. Los conductores de las redes primarias serán templados a EDS final del 16% del tiro de rotura y en vano flojo un EDS final del 7%. En el presente Proyecto se considerarán los siguientes esfuerzos de trabajo en el conductor: • Esfuerzo horizontal en la condición EDS : 44,1 N/mm² • Esfuerzo tangencial máximo : 117,6 N/mm² Es necesario remarcar que en la condición EDS, los esfuerzos en el conductor deben ser tales que no se produzcan en ellos fenómenos vibratorios. Para efectuar los cambios de estado se empleó un programa de cómputo que utiliza el método exacto de cálculo, los mismos que se muestran en el Anexo Nº 4.5.

d.

Selección de Amortiguadores de Vibración El dimensionamiento, selección y ubicación de los amortiguadores en los vanos depende del diseño del amortiguador, tipo y marca, características del conductor (tensión, peso y diámetro), así como del rango de velocidades de viento. En el mercado existen diversos fabricantes de amortiguadores, para su adquisición el fabricante solicita los datos de la Línea Primaria.


• Amortiguadores “Stockbridge” Son los amortiguadores más utilizados y conocidos en el mercado. Actualmente la tecnología ha llegado al diseño de estos amortiguadores con cuatro grados de libertad que permite ampliar la protección a rangos mayores de frecuencia, evitando el daño del conductor en el punto de sujeción de éstos amortiguadores, fallas que hace dos décadas eran frecuentes con los amortiguadores de dos y tres grados de libertad. Es importante señalar que existen amortiguadores stockbridge de fabricación nacional, sin embargo no se cuenta con la información técnica que garantice el diseño con cuatro grados de libertad. Estos amortiguadores son utilizados con mayor frecuencia para conductores de 19 hilos. • Amortiguadores “Dogbone” Los amortiguadores “dogbone” son similares a los amortiguadores stockbridge. El cable mensajero y la forma única de las masas están diseñados para obtener una disipación óptima de energía para un movimiento mínimo de la abrazadera. La impedancia mecánica del amortiguador dogbone está hecha para coincidir con el conductor y optimizar el rendimiento. El concepto del dogbone está basado en los principios demostrados del amortiguador Stockbridge pero presenta mejoras que aumentan tanto la disipación de potencia como el rango de respuesta en frecuencia. • Amortiguadores Espiral - Preformados El amortiguador espiral de vibraciones se considera como el método más efectivo para reducir la vibración eólica de alta frecuencia en el conductor y la estática para diámetros de 4,42 a 19,00 mm. Estas dimensiones de conductor están normalmente asociadas con aisladores de fijación superior y construcciones rurales. Estos amortiguadores están formados por dos hélices. La más pequeña está diseñada para sujetarse por compresión al conductor. La hélice mayor está diseñada para la amortiguación. Para proporcionar el movimiento de acción y reacción que se opone a la vibración natural de un conductor, la sección de amortiguación del amortiguador espiral de vibración está dimensionada helicoidalmente para proporcionar la interacción mecánica entre el amortiguador y el conductor. Se recomienda instalar un amortiguador espiral de vibración en ambos lados del punto de apoyo a aproximadamente una distancia igual al ancho de la mano desde los extremos de las varillas de armadura de los accesorios. Con la finalidad de reducir el efecto de la vibración de los conductores, se plantea un Tiro de Templado Final (EDS final) de 16% del tiro de rotura del conductor, lo cual permite evitar el uso de amortiguadores en los vanos normales, tal como lo recomienda la Norma VDE 0210/5.69 y el Boletín RUS 1724E-200. Este valor de templado tiene una incidencia económica positiva por los siguientes factores: 1° Evita el uso de amortiguadores en los vanos normales 2° Menor dimensionamiento de las estructuras y conductores 3° Debido a la configuración topográfica del terreno no afecta el vano promedio de las estructuras Asimismo se tiene previsto utilizar varillas de armar en los puntos de amarre de los conductores con los aisladores, para contribuir a amortiguar las vibraciones eólicas. Para los vanos especiales se plantea un EDS final debajo del 14% lo cual reduce el efecto de las vibraciones eólicas en éste tipo de vanos y permite mantener la misma sección del conductor (sin recurrir a una sección mayor). Adicionalmente se plantea el uso de amortiguadores siguiendo el siguiente criterio: Vanos de 250 a 500 m Dos (2) amortiguadores por vano. Vanos de 500 a 1000 m Cuatro (4) amortiguadores por vano.  


Vanos mayores a 1000 m Seis (6) amortiguadores por vano. El presente proyecto está dimensionado con conductor de 35 mm² de sección, siendo más efectivos para estos rangos de conductor los amortiguadores tipo Espiral - Preformados por lo descrito en los párrafos anteriores. 

e.

Diseño Mecánico de las Estructuras Para el cálculo mecánico de estructuras en hipótesis de condiciones normales, se considerarán las siguientes cargas: • Cargas Horizontales : Carga debida al viento sobre los conductores y las estructuras y carga debida a la tracción del conductor en ángulos de desvío topográfico. • Cargas Verticales : Carga vertical debida al peso de los conductores, aisladores, crucetas, peso adicional de un hombre con herramientas y componente vertical trasmitida por las retenidas en el caso que existieran. • Cargas Longitudinales : Cargas producidas por diferencia de vanos en cada conductor. En el caso de rotura de conductor, se considerarán cargas longitudinales equivalentes al 50% del tiro máximo del conductor. Los factores de seguridad considerados son: • En condiciones normales : 3 • Con rotura de 1 conductor : 2 Se presentan las siguientes consideraciones: • Tipos de Estructuras Las estructuras de las líneas primarias están conformadas por uno y dos postes, y tienen la configuración de acuerdo con la función que van a cumplir. Los parámetros que definen la configuración de las estructuras y sus características mecánicas son: Distancia mínima al terreno. Distancia mínima entre fases. Angulo de desvío topográfico. Vano - viento. Vano - peso. • Cálculo Mecánico de Estructuras y Retenidas El cálculo mecánico de estructuras tiene por objetivo determinar las cargas mecánicas aplicadas en los postes, cables de retenida, crucetas y sus accesorios, de tal manera que en las condiciones más críticas, no se supere los esfuerzos máximos previstos en el Código Nacional de Electricidad y complementariamente en las Normas Internacionales. Formulas aplicadas: Momento debido a la carga del viento sobre los conductores (MVC): α MVC = Pv * d * φ c * cos( ) * (∑ hi ) 2     









Momento debido a la carga de los conductores (MTC): α MTC = 2 * T C * sen( ) * (∑ hi ) 2 Momento debido a la carga de los conductores en estructuras terminales (MTR): MTR = T C * (∑ hi ) Momento debido a la carga del viento sobre la estructura (MVP): 2 P V * hl * ( Dm + 2 D0 ) MVP = 600










Momento debido al desequilibrio de cargas verticales (MCW): MCW = (W C * L * K r + WCA + WAD ) * BC Momento total para hipótesis de condiciones normales, en estructura de alineamiento, sin retenidas (MRN): MRN = MVC + MTC + MCW + MVP Momento total en estructuras terminales (MRN): MRN = MTC + MVP Esfuerzo del poste de concreto en la línea de empotramiento, en hipótesis de condiciones normales: RH =



MRN

3,166 *10 −5 * C 3 Carga crítica en el poste de concreto debida a cargas de compresión: π 2 * E * I Pcr = 2 kl





Momento de inercia para postes troncocónicos según Norma ASTM I = π * Dm 3 * Do / 64 Carga en la punta del poste de concreto, en hipótesis de condiciones normales: Q N



=

MRN

(hl − 0,15) Esfuerzo a la flexión en crucetas de madera: Ma b(hc) 2 RC = ; w s = ; Ma = (ΣQv)( Bc) 6 Ws Donde: Pv Presión del viento sobre superficies cilíndricas, en Pa. d Longitud del vano-viento, en m. Tc Carga del conductor, en N. φc Diámetro del conductor, en m. α Angulo de desvío topográfico, en grados. Do Diámetro del poste en la cabeza, en cm. Dm Diámetro del poste en la línea de empotramiento, en cm. hl Altura libre del poste, en m. hi Altura de la carga i en la estructura con respecto al terreno, en m. h A Altura del conductor roto, respecto al terreno, en m. Bc Brazo de la cruceta, en m. Kr Relación entre el vano-peso y vano-viento. Rc Factor de reducción de la carga del conductor por rotura: 0,5 (según CNE). Wc Peso del conductor, en N/m. WCA Peso del aislador tipo Pin o cadena de aisladores, en N. WAD Peso de un hombre con herramientas, igual a 1000 N. C Circunferencia del poste en la línea de empotramiento en cm. E Módulo de Elasticidad del poste, en N/cm². I Momento de inercia del poste, en cm². k Factor que depende de la forma de fijación de los extremos del poste. l Altura respecto al suelo del punto de aplicación de la retenida. hc Lado de cruceta paralelo a la carga, en cm. b Lado de cruceta perpendicular a la carga, en cm. Σ QV Sumatoria de cargas verticales, en N (incluye peso de aislador, conductor y de 1 hombre con herramientas).


5.2.4 Selección del Ruta de las Líneas Primarias La ruta de la línea primaria de interconexión fue seleccionada considerando los siguientes criterios y normas de seguridad enumerados en el siguiente orden de importancia: • Evitar el paso por zonas con vestigios arqueológicos. • Evitar el paso por zonas protegidas por el estado (Decreto Supremo N° 010-90-AG): Para los trabajos de campo se contó con el Mapa Forestal del Perú del Instituto Nacional de Recursos Naturales - INRENA, el mismo que presenta el Sistema Nacional de Áreas Protegidas por el Estado; esta información sirvió para comprobar la no afectación de las áreas protegidas en todo el recorrido de la ruta de la línea primaria, no existiendo áreas protegida cercanas al proyecto. • Evitar el paso por terrenos inundables, suelos hidromórficos, geológicamente inestables o terrenos con pendientes pronunciadas en los que sean frecuentes las caídas de rocas y deslizamiento de terreno (huaycos). • Se evito el paso de la ruta de las líneas sobre viviendas. • Se evito en lo posible recorridos sobre terrenos agrícolas y de propiedad privada. • Minimizar la afectación de zonas con vegetación, de tal manera de no afectar la flora, fauna y disminuir el impacto ambiental en la zona del proyecto. • Desarrollo del trazo de la ruta cercana a las carreteras, aprovechando accesos existentes como trochas comunales; y respetando los derechos de vía en las carreteras: Se ha considerado el desarrollo de la ruta de la línea cerca de las carreteras y caminos de herraduras existentes, para facilitar el traslado de los postes en el montaje de la línea. • El trazo de ruta de línea lo más recta posible, tratando de minimizar los ángulos de desvío • Evitar en lo posible el recorrido por altiplanicies elevadas o cumbres donde la producción de descargas atmosféricas sea alta. • Sistemas de protección contra sobrecorrientes a través de seccionadores fusibles de potencia instalados en los puntos de derivación de la línea primaria y que desenergizan el tramo fallado permitiendo la continuidad del servicio eléctrico en los tramos no afectados. 5.3 ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO 5.3.1 Generalidades Se ha efectuado la simulación del sistema eléctrico existente en estado estable, con el programa Winflu 2.3 para la condición de carga máxima (año 2024). Se ha considerado la barra en 10 kV de la Subestación Surco 60/10 kV-6 MVA como barra infinita y con una tensión igual a 1,025 pu y la máxima caída de tensión no debe de exceder del 6%. El análisis del Sistema Eléctrico de la interconexión eléctrica entre el P.S.E. Quinches y el P.S.E. Huarochirí, considera como caso de contingencia la entrega del 100% de energía para el P.S.E. Quinches mediante la línea de Interconexión en 22,9 kV con energía proveniente del SEIN a través de la Sub Estación Surco de 60/10 kV-6 MVA de Luz del Sur, Sub Estación Surco 10/22,9 kV - 2/2,6 MVA e instalaciones eléctricas del circuito Nº 2 de la I Etapa del P.S.E. Huarochirí. 5.3.2 Análisis del Sistema Eléctrico Los análisis efectuados son los siguientes: a. Sistema Eléctrico Existente Circuito 2 del PSE Huarochirí - Sin Interconexión • Año 2005 • Año 2024 (incluye II Etapa) Resultados:


Cuadro Nº 5.5 Circuito 2 del PSE Huarochirí - Sin Interconexión Descripción

Año 2005 (año 1) Año 2024 (año 20)

b.

Máxima Energía Demanda Total (kW) (MWh-año)

128,5 286,9

383 855

Máxima Caída de Tensión

0,1% 1,1%

Pérdida de Potencia (kW) (%)

1 4

0,8% 1,4%

Pérdida de Energía (MWh-año)

(%)

0,5 2,2

0,1% 0,1%

Sistema Eléctrico Existente Circuito 2 del P.S.E. Huarochirí - Con Interconexión • Año 2005 • Año 2024 (incluye II Etapa) Resultados: Cuadro Nº 5.6 Circuito 2 del P.S.E. Huarochirí - Con Interconexión Descripción

Año 2005 (año 1) Año 2024 (año 20)


289,8 605,3

863 1 803


1,2% 3,9%


7 28

2,4% 4,6%


(%)

3,8 15,3

0,5% 0,7%

El perfil de tensiones en el año 2024 en las barras en 22,9 kV y 10 kV del sistema eléctrico es bueno, por estar poco cargado el sistema. En el cuadro siguiente se presenta los resultados de la simulación de flujo de potencia en cuanto a perfiles de tensión y caída de tensión se refiere. Cuadro Nº 5.7 Perfil de Tensiones Sistema Eléctrico Huarochirí y Quinches Año 2024 Tensión caída Barras pu kV (%) S.E. Surco 22,9 kV 1,024 23,45 -2,4% Derivación Huarochirí 22,9 kV 0,995 22,79 0,5% S.E. Reductora 22,9 kV 0,982 22,49 1,8% S.E. Reductora 10 kV 1,004 22,99 -0,4% 9,69 Huampará-Ayavirí 10 kV 0,969 3,1% 9,61 Pilas-Omas 10 kV 0,961 3,9% 5.3.3 Conclusiones Al efectuar el análisis del flujo de potencia, se obtuvieron los siguientes resultados para el caso Sin Interconexión: Cuadro Nº 5.8 Resumen de Resultados - Sin Interconexión Descripción

Año 2005 (año 1) Año 2024 (año 20)


128,5 286,9

383 855


0,1% 1,1%


1 4


(%)

0,5 0,1% 0,8% 2,2 0,1% 1,4% Según el cuadro anterior el sistema se encuentra con 0,1% de pérdidas de energía para el año inicial y se mantiene con este mismo porcentaje para el año final y la caída de tensión máxima del sistema se da en la localidad de Palermo y es de 1,1%.


Para el caso Con Interconexión se obtuvieron los siguientes resultados: Cuadro Nº 5.9 Resumen de Resultados - Con Interconexión Descripción

Año 2005 (año 1) Año 2024 (año 20)


289,8 605,3

863 1 803


1,2% 3,9%



(%)

7 28

3,8 0,5% 2,4% 15,3 0,7% 4,6% Las pérdidas de energía para este caso se encuentran en 0,5% para el año inicial y 0,7% para el año final y la caída de tensión máxima del sistema se da en la localidad de Pilas-Omas.

El incremento de pérdidas de potencia y energía debido a la integración del PSE Quinches al PSE Huarochirí es el siguiente: Cuadro Nº 5.10 Incremento de Pérdidas debido a la Implementación de la Interconexión Año 2004 2024

Incremento Pérdidas Potencia (kW) (%) 6 1,6 24 3,2

Incremento Pérdidas Energía (MWh-año) (%) 3,3 0,4 13,1 0,6

5.4 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Para cumplir con el objetivo del proyecto será necesario implementar las siguientes instalaciones: • Línea Primaria de Interconexión en 22,9 kV, 3ø, 3x35mm² AAAC de 18,3 km. • Reforzamiento de Línea Primaria en 10 kV, 2,8 km de 2x25 mm² AAAC a 3x35 mm² AAAC. • Sub Estación Reductora 22,9/10 kV – 250 kVA 5.4.1 Línea Primaria de Interconexión en 22,9 kV Las principales características de la línea primaria de interconexión en 22,9 kV son las siguientes: • Tensión nominal del sistema : 22,9 kV • Configuración : 3φ trifásico • Longitud : 18,3 km • Tensión Máxima de Servicio : 25 kV • Frecuencia : 60 Hz • Factor de Potencia : 0,9 (atraso) • Conexión del Neutro : Efectivamente puesto a tierra en S.E. • Potencia de cortocircuito mínima : 200 MVA • Nivel isoceráunico: Hasta 3000 msnm. : Nulo De 3001 a 4000 msnm : 30 De 4001 msnm hasta arriba : 60 La distancia promedio entre estructuras (postes) para la línea primaria de interconexión será de 250 m. La franja de servidumbre será de 11 m, según la norma DGE-025-p1/1998. El equipamiento previsto para la línea primaria de interconexión en 22,9 kV es el siguiente:   


• Estructura

Monoposte, biposte y triposte conformado por postes de madera tratada de 12 m de longitud, grupo D, clase 6 y 5. • Cruceta Madera tornillo tratada de 115mm x 90mm x 4,3 m y 2,4 m y de 115mm x 90mm x 1,2 m. • Conductores Aleación de aluminio de 35 mm² AAAC. • Aislador Porcelana, tipo Pin ANSI 56-3 y suspensión ANSI 52-3 (dos unidades). • Seccionador fusible Tipo Cut Out, 27 kV, 150 kV-BIL, 100 A. • Pararrayos Oxido Metálico 21 kV clase distribución. • Retenidas Cable de acero SM de 10 mmø, varilla de anclaje de 2,4 m x 16 mmø, bloque de anclaje de 0,4 x 0,4 x 0,15 m. • Puesta a tierra Compuesto por varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm ø, conductor bajada de Cu 16 mm². 5.4.2 Reforzamiento Línea Primaria en 10 kV Las principales características de la línea primaria en 10 kV a reforzar son las siguientes: • Tensión nominal del sistema : 10 kV • Configuración : 3φ trifásico • Longitud : 2,8 km • Tensión Máxima de Servicio : 15 kV • Frecuencia : 60 Hz • Factor de Potencia : 0,9 (atraso) • Tipo de Sistema : Delta El equipamiento del reforzamiento línea primaria en 10 kV será con: • Postes Existentes y se reemplazaran lo que se encuentren en mal estado por postes de madera tratada de 12 m de longitud, grupo D, clase 6 y 5. • Cruceta Existentes y se reemplazaran lo que se encuentren en mal estado por madera tornillo tratada de 115mm x 90mm x 2,0 m. • Conductores Se reemplazará el conductor existente y se completará la tercera fase por aleación de aluminio de 35 mm² AAAC. • Aislador Porcelana, tipo Pin ANSI 55-5 y suspensión ANSI 52-3 (dos unidades) para la tercera fase y los aisladores que se encuentren en mal estado. 5.4.3 Sub Estación Reductora 22,9/10 kV – 250 kVA • El equipamiento de las línea primaria en 22,9 kV será con: • Transformador 250 kVA, YNd5, 22,9 ± 2x2,5% kV/10 y 12 kV, 60 Hz, 3000 msnm. • Estructura Biposte conformado por dos postes de madera tratada de 12 m de longitud, grupo D, clase 5. • Cruceta Madera tornillo tratada de 102mm x 127mm x 3,0 m. • Aislador Porcelana, de suspensión ANSI 52-3 (dos unidades). • Seccionador fusible Bajo Carga tipo Cut Out, 1ø, 27 kV, 150 kV-BIL, 200 A. • Pararrayos Oxido Metálico 21 kV clase distribución. • Seccionador fusible Bajo Carga tipo Cut Out, 1ø, 15 kV, 125 kV-BIL, 200 A. • Pararrayos Oxido Metálico 12 kV clase distribución. • Puesta a tierra Compuesto por varilla de acero recubierto de cobre de 2,4 m x 16 mm ø, conductor bajada de Cu 16 mm².


5.5 PRESUPUESTO DEL PROYECTO El presupuesto del Proyecto “Interconexión entre el P.S.E. Quinches y el P.S.E. Huarochirí”, está compuesto por las partidas Ingeniería Definitiva y Ejecución de Obra, cuyo resumen es el siguiente, en el Anexo Nº 5 se muestra el detalle y desagregado correspondiente: Cuadro Nº 5.11 Resumen General del Presupuesto Item I A B

Descripción

Total (S/.)

PARTIDAS (INCLUYE G.G y U) Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA - Servidumbre Ejecución de Obra - Suministro de Equipos y Materiales - Montaje Electromecánico - Transporte de Equipos y Materiales

101 820,46 574 083,68

SUB TOTAL I.G.V. (19%)

675 904,14 128 421,79

COSTO TOTAL S/.

804 325,93

5.5.1 Criterios para determinar el Presupuesto de la Línea Primaria de Interconexión a. Consideraciones Las consideraciones tomadas son las siguientes: • Se aplicó las Normas descritas en el numeral 5.1. • Obtención del sistema eléctrico de distribución óptimo para un horizonte de 20 años, determinado en el numeral 5.4 - Análisis del Sistema Eléctrico. • Utilización de tensión de 22,9 y 10 kV, existentes en la zona del proyecto. • Utilización de los siguiente materiales evaluados y sustentados en el numeral 5.2 - Criterios de Diseño: Conductores de 35 mm² AAAC. Postes de madera 12m. Dimensionamiento de cimentaciones. • Longitud y número de ángulos que tiene los trazos ruta de líneas primarias definido con las cartas en escala 1/25 000 y aplicando los criterios descritos en el numeral 5.2.4. • Selección y utilización de vano promedio entre puntos notables de las rutas de línea primaria seleccionada, para determinar el número de estructuras. El vano a seleccionado depende de la geografía de terreno y la zona por donde atraviesa. b. Metodología para la Valorización de la Línea Primaria de Interconexión Para la valorización se ha seguido el siguiente procedimiento: • Se determinó el número de estructuras entre puntos notables de la ruta de línea primaria seleccionada (vértices, derivaciones o ubicación de subestaciones de distribución), que resulta de la longitud del tramo de línea evaluado entre el vano promedio (distancia promedio entre estructuras); el vano promedio depende de la geográfica del tramo evaluado • Se determina la cantidad de estructuras por tipo: Estructuras de ángulo: Las cantidades son determinadas de la ruta seleccionada. Estructuras de retención: Se considera una cada 14 estructuras y en vanos especiales. Estructuras de seccionamiento: Según la configuración de sistema eléctrico. Estructuras de alineamiento: Las restantes. Con la definición de la cantidad y tipos de estructuras se genera la Planilla de Estructuras, definiéndose y cuantificándose los amortiguadores, retenidas, puestas a tierra y tipos de cimentaciones - ver Anexo Nº 5.5.   

   


• Luego se procede a valorizar el metrado de los materiales de las estructuras. Las estructuras son las definidas según la Resolución Directoral Nº 024-2004 EM/DGE “Especificaciones Técnicas de Soportes Normalizados para Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”. • Se valoriza la parte Civil, comprendido por: Obras Preliminares (replanteo, gestión y limpieza de servidumbre). Excavaciones, rellenos y eliminación. • Se selecciona y valoriza los aisladores según el nivel de tensión, altitud de la línea y nivel de contaminación. • Se valoriza el conductor, según sección definida de los resultados del análisis del sistema eléctrico. • Se valoriza las retenidas, puesta a tierra y equipos de protección y maniobra, definidas en las planillas de estructuras. • El sustento de las actividades de montaje es mediante los Análisis de Costos Unitarios mostrados en el Anexo Nº 5.4 b, cuyas cuadrillas fueron definidas acorde a la actividad a desarrollar y a su rendimiento. • Se considera las partidas de inspección de línea, ingeniería de detalle, prueba y puesta en servicio. • Para el transporte se analiza por suministro transportado considerando el peso y el volumen. 5.5.2 Presupuesto de la Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA - Servidumbre Está conformado por los siguientes costos: • Ingeniería Definitiva Línea de Interconexión entre el PSE Quinches y el PSE Huarochirí (ver Anexo Nº 5.2 b) y para cuya elaboración se ha considerado como referencia costos utilizados por la DEP/MEM en el Concurso Publico Nacional del “Estudio Definitivo PSE Huancané I Etapa” CPN Nº 0007-2004-EM/DEP (ver Anexo Nº 5.2 d). • Los costos de Gestión y Expediente Técnico de Servidumbre (ver Anexo Nº 5.2 c). El presupuesto para la Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA - Servidumbre obtenido, se muestra en el Anexo Nº 5.2, cuyo resumen es el siguiente: Cuadro Nº 5.14 Resumen Presupuesto Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA - Servidumbre  

1. PARTIDAS A. Costo de Personal Ingeniería Definitiva / Estudio de Impacto A mbiental EIA B. Actualización en Campo de Trazos Topográficos Existentes C. Levantamiento Topográfico de Línea Primaria D. Costos para Obtención del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueologicos (CIRA) E. Gastos Principales para el Desarrollo del Estudio F. Costos de Gestión y Expediente Técnico de Servidumbre

Costo S/. 84 850,38 54 626,60 1 016,00 4 386,63 7 850,00 8 772,94 8 198,22

2. GASTOS GENERALES Y UTILIDADES A. Gastos Generales B. Utilidades

16 970,08 8 485,04 8 485,04

Ítem

Descripción

TOTAL ( 1 + 2 )

101 820,46

5.5.3 Ejecución de Obra El presupuesto para la ejecución de la Línea de Interconexión ha sido obtenido mediante los procedimientos descritos en el numeral 5.5.1 con el siguiente sustento: • Los suministros utilizados se valorizaron empleando la base de datos de costos de suministros, que fueron obtenido del promedio de las cotizaciones de los proveedores


mostradas en el Anexo Nº 5.6 a y los costos de la Obra PSE Jimbe-Pamparomas I Etapa Contrato Nº 02-064-EM/DEP mostrado en el Anexo Nº 5.6 b. • Se valoriza el suministro de los materiales importado y nacional y se calcula los gastos de aranceles, seguros y desaduanaje. La tasa de arancelarias seguros y desaduanaje utilizadas han sido actualizadas y obtenidas según lo prescrito por las Aduanas del Perú extraídas y seleccionadas de la pagina web de “Aduanas del Perú” (ver Anexo Nº 5.6 c) obteniéndose: Cuadro Nº 5.12 Aranceles, Seguros y Desaduanaje del Equipamiento Importado Articulo Postes de Madera Conductores Accesorios de conductor Aisladores Accesorios del aislador Equipos de protección

Código Arancel (Aduana) (%) 4403 8544 8544 8546 8546 8532

4 12 12 4 4 4

Impuesto de Seguro promoción (%) municipal (%) 2 1,75 2 1,75 2 1,75 2 1,75 2 1,75 2 1,75

Sobretasa (%)

Total (%)

0 0 0 0 0 0

7,75 15,75 15,75 7,75 7,75 7,75

• Las actividades definidas para obtener el montaje son sustentadas mediante los Análisis de Costos Unitarios mostrados en los Anexos Nº 5.4 b, donde las cuadrillas están definidas por la actividad a desarrollar y su rendimiento. • Las actividades a desarrollar y su rendimiento para obtener el transporte de materiales, son sustentadas mediante los Análisis de Costos Unitarios mostrados en los Anexos Nº 5.4 c. • Los análisis de costos unitarios utilizan los costos de mano de obra del personal, vehículos y maquinarias, suministro, equipos y herramientas publicado por la Revista Costos del mes de diciembre, cuyo resumen se muestra en el Anexo Nº 5.4 d. • Para determinar los Gastos Generales Directos e Indirectos de la Obra, se realizó su análisis correspondiente, que se detallada en el Anexo Nº 5.4 a, considerando que la Obra tendrá una duración de 4 meses (120 días calendarios). El presupuesto para la Ejecución de Obra obtenido, se muestra en el Anexo Nº 5.3 , cuyo resumen es el siguiente: Cuadro Nº 5.13 Resumen de Inversión de Activos LP Interconexión Reforzam. LP 10 kV Sub Estación Item Descripción 22,9 kV, 3ø de 2x25 mm² AAAC Reductora 3x35mm² AAAC a 3x35 mm² AAAC 22,9/10kV– 250kVA A Suministrso de Equipos y Materiales Importados CIF 176 570,12 15 884,37 6 713,93 B Aranceles, Seguros y Desaduanaje 20 341,85 2 073,18 522,29 C Suministrso de Equipos y Materiales Nacionales 24 588,46 1 663,15 25 670,03 D Montaje Electromecánico 149 515,13 21 403,64 4 000,32 E Transporte de Equipos y Materiales 16 370,81 1 286,86 896,48 Total Costo Directo (C.D)

387 386,37

42 311,20

37 803,05

Gastos Generales ( Ver Anexo Nº 5.4 a) Utilidades (10 %) Costo Total sin I.G.V. IGV (19%)

Costo Total con I.G.V.

Total (S/.) 199 168,42 22 937,32 51 921,64 174 919,09 18 554,15

S/. 467 500,62 S/. 59 833,00 S/. 46 750,06 S/. 574 083,68 S/. 109 075,90 S/. 683 159,58

5.6 CRONOGRAMA DE EJECUCION DEL PROYECTO A continuación se muestra el Cronograma de Ejecución del Proyecto, donde se ha considerado una duración de 5.5 meses (165 días calendario), para la ejecución de la totalidad de actividades solicitadas.


ANEXOS 1.

Estudio de Mercado Eléctrico 1.1 Relación de Localidades y Tasa de Crecimiento 1.2 Criterios Aplicados en el Análisis de la Demanda 1.3 Proyecciones del Mercado Eléctrico. 1.5 Proyección de la Máxima Demanda de Potencia (kW) 1.6 Proyección de Energía Total (MWh-año) 1.7 Resumen del Estudio de Mercado Eléctrico 1.8 Balance Oferta – Demanda 1.8 Compra de Energía para el PSE Huarochirí a Luz de Sur 1.9 Consumo de Energía por Localidad del PSE Huarochirí 1.10 Producción Histórica de Potencia y Energía del PSE Quinches

2.

Configuración del Sistema Eléctrico 2.1 Análisis de Flujo de Carga Año 2005 Caso Sin Interconexión 2.2 Análisis de Flujo de Carga Año 2024 Caso Sin Interconexión 2.3 Análisis de Flujo de Carga Año 2005 Caso Con Interconexión 2.4 Análisis de Flujo de Carga Año 2024 Caso Con Interconexión

3.

Cálculos Eléctricos 3.1 Selección del Aislamiento: Recomendaciones para Distancia de Fuga para Ambientes Contaminados (Norma IEC 815) 3.2 Coordinación del Aislamiento

4.

Cálculos Mecánicos 4.1 Datos obtenidos de la Oficina de Estadísticas e Informática del SENAMHI e INEI 4.2 Mapa Eólico del Perú (periodo de ocurrencias de 50 años) 4.3 Vientos Máximos Según CNE 4.4 Cálculo Mecánico de Conductores 4.5 Gráfico Porcentaje Templado (%) y Vano Máximo en Hipótesis Máx. Esfuerzo (m) 4.6 Separación Horizontal entre Conductores 4.7 Cálculo Mecánico de Crucetas 4.8 Cálculo Mecánico de la Espiga 4.9 Cálculo Mecánico de Estructuras 4.10 Prestaciones de Estructuras de Postes de Madera 4.11 Cálculo de Cimentaciones de Postes en Líneas Primarias 4.12 Cálculo del Bloque de Retenida para Postes en Líneas Primarias

5.

Presupuesto del Proyecto 5.1 Resumen General del Presupuesto del Proyecto 5.2 Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA - Servidumbre a. Resumen General b. Análisis de Costos Ingeniería Definitiva - EIA - CIRA c. Análisis de Costos de Gestión y Expediente Técnico de Servidumbre d. Información de Referencia Costos de Ingeniería Definitiva PSE Huancané I Etapa CPN Nº0007-2004-EM/DEP 5.3 Ejecución de Obra a. Resumen General b. Suministro de Materiales c. Montaje Electromecánico d. Transporte de Materiales


5.4 Análisis de Costos Unitarios a. Gastos Generales Directos e Indirectos b. Montaje c. Transporte d. Base de Precios Mano de Obra, Equipos y Herramientas 5.5 Planilla de Distribución de Estructuras 5.6 Información de Referencia a. Cotizaciones de Principales Equipos y Materiales b. Costos de Obra PSE Jimbe - Pamparomas I Etapa Contrato Nº 02-064-EM/DEP c. Arancel y Gastos de Aduana de Suministro Importado - Información de Aduanas Perú 5.7 Compensación por Afectación de Franja de Servidumbre del Proyecto a. Aranceles de Terrenos Rústicos


PLANOS GEN-01 GEN-02 GEN-03 GEN-04

Plano de Ubicación del Proyecto Ruta de Línea de Interconexión PSE Quinches-PSE Huarochiri (Escala 1/100 000) Ruta de Línea de Interconexión PSE Quinches-PSE Huarochiri (Escala 1/25 000) Diagrama Unifilar Configuración Eléctrica del PSE Quinches y Huarochiri

000122_ADP-4-2005-ADINELSA-BASES

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