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Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto “Reforzamie nto del sistema norte con un segundo circuito de Transmisión 220 kV entre Talara y Piura”

INFORME FINAL REV.0 CESEL Ingenieros CSL-109000-IT-11-01 Mayo 2011

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

3.1 Antecedentes

• Mediante Resolución Ministerial Nº 143-2007-MEM/DM, del Ministerio de Energía y Minas

publicada el 31 de marzo del 2007, se incluyó el proyecto “Reforzamiento del Sistema

Norte con un Segundo Circuito de Transmisión 220 kV entre Talara y Piura”, en el Plan

Transitorio de Transmisión.

• La Resolución Ministerial Nº 313-2009-MEM/DM, del Ministerio de Energía y Minas

publicada el 14/07/09, que encargó a PROINVERSIÓN ejecutar el proceso de licitación del

proyecto “Reforzamiento del sistema norte con un segundo circuito de transmisión 220 kV

entre Talara y Piura”

• La resolución suprema N° 117-2009-EF-2009-EF, publ icada el 17 de noviembre de 2009,

que ratificó el acuerdo del consejo directivo de PROINVERSIÓN adoptado en su sesión de

fecha 24 de julio de 2009, conforme al cual se acuerda incorporar al proceso de promoción

de inversión privada el proyecto en cuestión, encarga al comité de PRO CONECTIVIDAD

la conducción del proceso; y, ratifica el acuerdo del consejo directivo de PROINVERSIÓN

adoptado en su sesión de fecha 23 de octubre de 2009, que aprueba el plan de promoción

que regirá el concurso. El 08 de julio de 2010 se presentó y fue adjudicada la buena pro a

ISA.

• El Consorcio Transmantaro S.A. - CTM, filial del grupo ISA, fue designado para suscribir el

contrato de concesión con el MEM. El 26 de agosto de 2010 se firmó el contrato de

concesión, fecha desde la cual se cuenta el plazo para la ejecución y entrega del proyecto.

3.2 Objetivos

El presente proyecto tiene como objetivo la construcción de línea de Transmisión en 220

kV desde la Subestación Talara hasta la Subestación de Piura con sus respectivas

ampliaciones, la cual contribuirá al reforzamiento del sistema norte entre las

Subestaciones antes mencionadas.

A continuación se presenta el diagrama unifilar del proyecto.



Figura 3.2-1 Diagrama unifilar del proyecto

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A.



3.3 Ubicación del proyecto

El proyecto se ubica en la zona costera Nor-Occidente del Perú, entre las provincias de

Talara, Sullana, Paita y Piura y en la Región Piura. (Ver Plano N° CSL - 109000 - 1 - GN –

01).

Figura N° 3.3-1 Mapa de ubicación del proyecto

Fuente: Elaboración Propia, CESEL S.A

3.4 Delimitación distrital

La ubicación política del ámbito de influencia del Reforzamiento del Sistema Norte con un

Segundo Circuito de Transmisión 220 kV entre Talara y Piura”, comprende los distritos de

Piura, Miguel Checa, Ignacio Escudero, La Huaca, Tamarindo, Amotape, La Brea, Pariñas.

(Ver Mapa N° CSL – 109000 – 1 – GN – 02).

Cuadro 3.4-1 Delimitación Distrital

N° DISTRITOS PROVINCIAS DEPARTAMENTO

1 Piura Piura

Piura

2 Miguel Checa Sullana

3 Ignacio Escudero

4 La Huaca Paita 5 Tamarindo

6 Amotape

7 La Brea Talara

8 Pariñas Fuente: Elaboración propia, CESEL S.A



Figura N° 3.4-1 Trazo de la Línea de Transmisión Ta lara – Piura

Fuente: Elaboración Propia, CESEL S.A.

3.5 Lista de vértices del Trazo de la Línea de Tran smisión

A continuación se presenta la relación de vértices de la línea de transmisión:

Cuadro N° 3.5-1 Coordenadas de los vértices de la L ínea de Transmisión

N° VÉRTICES (*) COORDENADAS UTM (PSAD 56) Zona 17

ESTE NORTE

1 001N 470996,58 9498976,60

2 002N 471128,11 9499103,27

3 003NN 471296,19 9499538,20

4 004NN 471649,10 9499765,52



N° VÉRTICES (*) COORDENADAS UTM (PSAD 56) Zona 17

ESTE NORTE

5 005NN 472878,49 9499990,19

6 006N 473658,76 9499724,60

7 007N 474838,47 9499626,77

8 008N 475529,00 9499537,41

9 009N 476108,69 9499236,21

10 010N 477003,74 9498967,20

11 011N 477290,28 9498675,43

12 018NN 479284,55 9497240,33

13 019NN 479765,65 9495116,77

14 20NN 483879,68 9491925,52

15 21N 490737,12 9482371,91

16 V22 501060,04 9476046,84

17 V23 502516,35 9469819,39

18 V23A 504448,82 9464925,64

19 V23B 506182,33 9463481,10

20 24NN 506335,10 9462255,99

21 24AN 507454,46 9456707,19

22 V25 508299,19 9455687,50

23 V25A 512238,54 9455426,65

24 V25B 512502,66 9455202,66

25 V26 512500,73 9447571,62

26 V27 520156,47 9439131,86

27 V28 528597,15 9435134,56

28 V29 532455,75 9431907,09

29 30NN 533370,27 9429282,75

30 31N 533554,76 9429211,84

31 32 533552,24 9429180,34 Fuente: Consorcio Transmantaro S.A (*): Denominación establecida a cada vértice en campo

3.6 Vías de acceso

El acceso al proyecto se puede realizar por vía aérea o terrestre desde Lima hasta la

ciudad de Piura. Por vía terrestre será a través de la Panamericana Norte desde Lima

pasando por las ciudades de Barranca, Huarmey, Casma, Chimbote, Trujillo, Chiclayo y

Piura.



De igual forma desde Lima vía aérea hasta la ciudad de Piura. De la ciudad de Piura se

dirige hasta la subestación Piura Oeste que se ubica a 200 m aproximadamente de la

bifurcación de la carretera en dirección a Paita y Sullana. Desde ahí el trazo de la Línea de

Transmisión recorre por áreas desérticas hasta la Subestación Talara. (Ver Mapa N° CSL

– 109000 – 1 – GN – 03).

En cuanto a los accesos podría decirse que el eje cuenta con buena accesibilidad a través

de las vías existentes y su cercanía a la carretera Panamericana, en la gran mayoría del

trayecto facilita el ingreso al alineamiento. A continuación se describen de manera

resumida las carreteras principales que permiten esta accesibilidad:

Un primer tramo entre la SE Talara, en el Punto 01N hasta el Punto 010N se puede

realizar por la antigua carretera Panamericana que de Talara se dirige a Tumbes.

Un segundo tramo entre el Punto 011N hasta el eje adelante del Punto 023, se puede

realizar por carreteras o caminos que se desprenden de la carretera Panamericana, desde

el valle de la quebrada del río Pariñas hasta cercanías del caserío Cerromocho (Ignacio

Escudero).

Un tercer tramo entre las aproximaciones al Punto 024NN hasta el río Chira, se puede

realizar por accesos afirmados que se desprenden de la carretera que va de Cerromocho

(Ignacio Escudero) hacia Tamarindo.

Un cuarto tramo entre el río Chira y el Punto 027, se puede realizar por accesos afirmados

que se desprenden de la carretera que de Sullana va para Paita.

Un quinto tramo entre el Punto 028 y hasta el eje adelante del Punto 029, se puede

realizar por accesos afirmados que se desprenden de la carretera Panamericana desde

Sullana hasta la intersección en donde inicia la carretera que va hacia Paita, en cercanías

a Piura.

Un sexto y último tramo corresponde a los Puntos 030NN hasta el ingreso a la SE Piura,

que se realiza por la carretera que va de Piura hacia Paita (Interoceánica Norte).

3.7 Características técnicas principales del proyec to

3.7.1 Línea de Transmisión

A continuación se presentan las características técnicas principales del proyecto en el

cuadro N° 3.7.1-1.



Cuadro N° 3.7.1-1 Características técnicas principales de la línea de transmisión

Características técnicas principales del proyecto

Potencia a Transmitir

Normal: 180 MVA

Contingencia: 216 MVA

Diseño: 250 MVA

Condición de Emergencia: 325 MVA.

Nivel de tensión 220kV

Número de Circuitos Uno

Frecuencia Eléctrica 60Hz

Longitud aproximada 103,6 Km.

Número de salidas x 100 km - año N/A

Conductor de fases ACAR 1200 MCM (18/19), Engrasado.

Cable de Guarda OPGW 24 fibras; 106 mm2; I2t = 60 kA2S – Engrasado.

Aisladores

Aisladores Poliméricos para estructuras metálicas de suspensión, con carga de rotura de 120kN. Aisladores Vidrio – Porcelana para estructuras metálicas de Retención y Estabilizadoras, con cargas de rotura de 120kN y 160kN.

Tipo de Estructura Estructuras en celosía de acero extra galvanizado para circuito sencillo

Galvanizado de estructuras y herrajes

Herrajes y accesorios de acero extra galvanizado.

Puestas a Tierra

Se empleará un esquema de puesta a tierra de 4 varillas por cada estructura, una en cada pata de la estructura, con el fin de obtener la resistencia de puesta especificada en el Código Nacional de Electricidad, para cada una de las torres de la línea.

Zona de servidumbre 25 m

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A 3.7.2 Subestaciones

El proyecto comprende la ampliación de las siguientes subestaciones:

a) Ampliación de la Subestación Talara (220 kV)

Esta subestación es existente y deberá ser ampliada para permitir la salida de una línea de

transmisión 220 kV hacia la subestación de Piura.



El alcance del presente Proyecto para la ampliación de la Subestación Talara 220 kV

corresponde al equipamiento, de una celda de línea de 220 kV para la conexión de barras

tipo doble barra a esta subestación.

El equipamiento previsto en esta Subestación es la siguiente:

- Ampliación de pórticos y barras en 220 kV, configuración doble barra.

- Una celda de salida de línea de 220 kV.

Es importante precisar que la ampliación será dentro del perímetro de la Subestación

Existente. El área al interior de la subestación en la que se realizará los trabajos para la

habilitación de las bahías de salida de la línea es de dimensiones aproximadas: 72 m x 18

m

b) Ampliación de la Subestación Piura (220 kV)

Esta subestación es existente y deberá ser ampliada para permitir la salida de una línea de

transmisión 220 kV hacia la subestación Talara.

El alcance del presente proyecto para la ampliación de la Subestación Piura 220 kV

corresponderá al equipamiento, de una celda de línea de 220 kV para conexión de barras

tipo doble barra a esta subestación.

El equipamiento previsto en esta Subestación es el siguiente:

- Ampliación de pórticos y barras en 220 kV, configuración doble barra.

- Una celda de salida de línea de 220 kV.

Es importante precisar que la ampliación será dentro del perímetro de la Subestación

Existente. El área al interior de la subestación en la que se realizará los trabajos para la

habilitación de las bahías de salida de la línea es de dimensiones aproximadas: 72 m x 18 m

3.8 Descripción de las actividades efectuadas para el diseño de la Línea de Transmisión

3.8.1 Criterios de Selección de Ruta

Los criterios que se tomaron en cuenta para la selección del trazo de ruta de la línea de

transmisión fueron los siguientes:

• En la media de lo posible el trazo será paralelo a la línea existente en 220 kV que une las subestaciones de Talara y Piura.

• Menor afectación a zonas arqueológicas.

• Menor afectación a reservas naturales.

• Viabilidad de cruces de ríos.



• Mejor Ubicación de estructuras.

• Menor afectación predial (evitar en la medida de lo posible cruces por centros urbanos y valles agrícolas).

• Mayor accesibilidad a la línea.

3.8.2 Descripción del recorrido de las líneas

Las líneas de transmisión objeto de este diseño corresponden a la construcción de una línea

de transmisión de 220 kV e instalaciones complementarias, desde las barras de 220 kV de

la S.E. Piura hasta las barras de 220 kV de la S.E. Talara.

La Línea de Transmisión en 220 kV, Piura - Talara será de simple terna y llevará un cable

de guarda de tipo OPGW en la parte superior de la estructura; la longitud total aproximada

de la línea es de 103,6 km.

El proyecto se ubica en la zona costera del Nor-Occidente del Perú, en la Región Piura.

En cuanto a geomorfología y topografía se refiere, podemos afirmar que en su gran mayoría

la línea atraviesa por zonas planas con leves ondulaciones y con presencia de bosques

secos. Solamente en las cercanías al río Chira y a la quebrada Las Monjas se tiene

vegetación de rastrojo medio, algunas chacras con cultivo de arroz y cultivos de caña de

azúcar en predios de empresas agrícolas.

3.8.3 Condiciones climatológicas

Los parámetros meteorológicos que intervienen en el diseño mecánico y estructural de las líneas

de transmisión son la temperatura (ambiente) y la velocidad de viento.

Estos parámetros meteorológicos se obtienen del Código Nacional de Electricidad Suministro -

Parte 2 “REGLAS DE SEGURIDAD PARA LA INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LÍNEAS

AÉREAS DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Y COMUNICACIONES” – sección 25 “Cargas para los

Grados B y C”, los cuales serán ajustados a la zona del proyecto, tal como se presenta en la tabla

siguiente:

Parámetros meteorológicos

Parámetro Unidad

Valor por sector de cota sobre el nivel del

mar <1000 msnm (Área 0)

Zona de carga - A (Ligera) Temperatura Máxima Promedio °C 40 Temperatura Promedio (EDS) °C 20 Viento máximo - Zona de Carga A (1) km/h 70 Temperatura coincidente viento máximo °C 10 Temperatura mínima sin viento °C 0 Humedad relativa % 80-100



Parámetro Unidad

Valor por sector de cota sobre el nivel del

mar <1000 msnm (Área 0)

Densidad relativa del aire () - 1.16 Nivel ceráunico (2) Días-

tormenta/año 0-5

(1) Tomado del Código Nacional de Utilización – Suministro 2001, de Perú, Numeral 250.1.A

(2) Mapa de nivel ceráunico (ing. Justo Yanque)

3.8.4 Franja de servidumbre

La Norma de Imposición de Servidumbre, Resolución Directora l No. 111 – 88 –

EM/DGE establece los procedimientos destinados para obtener el derecho de servidumbre;

para el cual se ha determinando las distancias mínimas de las franjas de servidumbre para

las líneas de transmisión, las que están establecidas por el Código Nacional de Electricidad

(CNE) como se presentan a continuación en el Cuadro N° 3.8.4-1.

Cuadro No. 3.8.4-1 Faja de Servidumbre

Anchos Mínimos de Fajas de Servidumbres

Tensión Nominal de la Línea

(kV)

Ancho

(metros)

220

145-115

70-60

36-20

15-10

500 (*)

25

20

16

11

6

64

(*) Según la Tabla 219 de la nueva edición del Código Nacional de Electricidad - Suministro.

Se tomará como ancho de la zona de servidumbre la establecida por el CNE, para línea a

220 kV, la cual es de un ancho de 25 m.

Se reitera el cumplimiento de los criterios incluidos en la selección del conductor de fase

en cuanto a niveles de campos eléctricos y magnéticos sobre el terreno y niveles de radio

interferencia en la faja de servidumbre.

3.8.5 Distancias de seguridad

Las distancias de seguridad al terreno y demás obstáculos deben cumplir con lo indicado

en los pliegos del Comité de Inversión del Ministerio de Energía y Minas, las cuales se

presentan en el Cuadro N° 3.8.5-1.



Cuadro N° 3.8.5-1 Distancias verticales de seguridad de alambres, Con ductores y Cables sobre el nivel del

piso, camino, riel o superficie de agua (en metros)

Naturaleza de la superficie que se encuentra debajo de los alambres,

conductores o cables 1 00

0 m

.s.n

.m.

3 00

0 m

.s.n

.m.

4 00

0 m

.s.n

.m.

4 50

0 m

.s.n

.m.

1 00

0 m

.s.n

.m.

3 00

0 m

.s.n

.m.

4 00

0 m

.s.n

.m.

4 50

0 m

.s.n

.m.

220 kV 500 kV (*)

Cuando los alambres, conductores o cables cruzan o sobresalen

Cuando los alambres, conductores o cables cruzan o sobresalen

10,20 10,50 10,70 11,10 11,75 12,65 13,10 13,30

1. Vías Férreas de ferrocarriles (excepto ferrovías electrificadas que utilizan conductores de trole aéreos)

8,25 8,50 8,65 8,7 9,25 10,15 10,60 10,80

2.a. Carreteras y avenidas sujetas al tráfico de camiones

8,25 8,50 8,65 8,7 9,25 10,15 10,60 10,80

3. Calzadas, zonas de parqueo y callejones

8,25 8,50 8,65 8,7 9,25 10,15 10,60 10,80

4. Otros terrenos recorridos por vehículos, tales como cultivos, pastos, bosques, huertos, etc.

8,25 8,50 8,65 8,7 9,25 10,15 10,60 10,80

5.a. Espacios y vías peatonales o áreas no transitables por vehículos

6,80 8,50 8,65 7,20 7,75 8,65 9,10 9,35

5.b. Calles y caminos en zonas rurales 8,25 8,50 7,15 8,70 9,25 10,15 10,60 10,8

6. Áreas de agua no adecuadas para barcos de vela o donde su navegación esta prohibida

8,65 9,0 9,15 9,20 8,75 9,65 10,10 10,35

7. Áreas de agua para barcos de vela incluyendo lagos, charcas, represas, aguas de marea, ríos, corrientes y canales con un área superficial no obstruida de:

a. Menos de 8 hectáreas 9,15 9,50 9,65 9,70 9,75 10,65 11,10 11,35

b. Mas de 8 a 80 hectáreas 10,65 11,00 11,15 11,20 12,25 13,15 13,60 13,85

c. Mas de 80 a 800 hectáreas 12,65 13,00 13,15 13,2 13,75 14,65 15,10 15,35

d. Mas de 800 hectáreas 14,15 14,50 14,65 14,70 15,75 16,65 17,10 17,35

8. Rampas para barcos y áreas asociadas para aparejar, áreas destinadas para aparejar botar de vela

La distancia de seguridad sobre el nivel del piso será de 1.5m mayor que en 7 anteriormente indicado, para el tipo de áreas de agua servidas por sitios de botadura

Cuando los alambres o cables recorren a lo largo y dentro de los límites de las carreteras o otras faj as de servidumbre de caminos pero que no sobresalen de l camino

9.a. Carreteras y avenidas 8,25 8,50 8,65 8,70 9,25 10,15 10,60 10,85

9.b Caminos, calles o callejones 8,25 8,50 8,65 8,70 9,25 10,15 10,60 10,85

9.c Espacios y Vías peatonales o áreas no transitables por vehiculo

6,80 7,0 7,15 7,20 7,75 8,65 9,10 9,35

10.a Calles y caminos en Zonas rurales 7,65 8,0 8,75 8,20 9,25 10,15 10,60 10,85

10.cCaminos no carrozables en zonas rurales

6,80 7,0 7,15 7,20 7,75 8,65 9,10 9,35

Fuente: Código de Electricidad (CNE) – Suministros Pág. No. 116 – Tabla 232 -1



3.8.6 Estructuras Metálicas

Para el plantillado de la línea de transmisión se va a utilizar estructuras metálicas en

celosía, en disposición triangular en circuito sencillo. Los tipos de estructuras son tipo A y

AA en suspensión y suspensión fuerte, Tipo B en retención intermedia y Tipo D y DT

retención intermedia fuerte y retención terminal. En la Figura 3.8.6-1 y Figura 3.8.6-2 se

presentan las siluetas de las estructuras a utilizar tipo suspensión y tipo retención,

respectivamente.

Figura N° 3.8.6-1 Silueta de torre de suspensión




Figura N° 3.8.6-2 Silueta de torre de retención


3.8.7 Selección y Coordinación de Aislamiento

En esta sección se presentan los resultados obtenidos en la revisión del diseño de aislamiento y

selección de distancias eléctricas para la línea de transmisión a 220 kV.

El resultado del estudio descrito en este capítulo corresponde a la definición del número de

unidades que conforman las cadenas de aisladores, sus características y el dimensionamiento

eléctrico de la cabeza de las estructuras.



El producto de esta actividad será la definición de la longitud mínima de la cadena de aisladores,

definición de las distancias mínimas requeridas en aireante sobretensiones por maniobras y ante

sobretensiones a frecuencia industrial.

La selección y coordinación del aislamiento se realiza teniendo como restricciones los valores

límites de salidas establecidos por la normatividad legal del sector eléctrico del Perú y las

particularidades propias del proyecto, en especial lo correspondiente a la altura sobre el nivel del

mar sobre el eje de la línea y que es medida en la etapa de replanteo.

Bajo este criterio se tiene que la cota máxima que se encuentra sobre el eje de la línea a 220 es menor a 300 msnm.

Aislamiento a frecuencia industrial

Los esfuerzos causados por sobretensiones en una línea de transmisión son escasos y de corta

duración, mientras que la tensión del sistema, aunque relativamente de poca magnitud, ocasiona

un esfuerzo permanente sobre el aislamiento. Estos esfuerzos permanentes son importantes ya

que contribuyen al envejecimiento del aislamiento, llegando a ocurrir flameo si el aislamiento se

reduce lo suficiente por influencias externas como son principalmente el estado del tiempo, el

viento que reduce el espaciamiento, depósitos contaminantes, etc.

En el diseño de aislamiento por sobretensiones de 60 Hz es necesario considerar el esfuerzo

permanente de la tensión de operación del sistema y las sobretensiones débilmente atenuados

con frecuencia cercanas a la de operación de la red, originado por la conexión y desconexión de

elementos de la red.

Para la evaluación de la sobretensión a 60 Hz se utilizó la siguiente formulación de la ecuación:

HNLHZ FFFFsVV ****max60 δγ−= Ecuación

Donde:



Ítem Descripción Valor Fuente

Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación Línea - Neutro del sistema [kV] 133.37 Vf*1.05/(3)^0.5

FS: Factor de Sobrevoltaje por sobretensiones temporales (1.4) 1.20

Constante [EPRI]

F: Constante que tiene en cuenta los

niveles de contaminación y el grado de mantenimiento de los aisladores

1.10

Normalización estructuras

F Factor de corrección por densidad del aire, que depende de la altitud y de la

temperatura 1.16 Fig. A 10.1.1 de [EPRI]

FH: Factor de corrección de rigidez dieléctrica del aislamiento por

humedad 1.00 Fig. A 10.1.2 y A 10.1.3 de

[EPRI]

Los resultados obtenidos de su evaluación son:

• Sobretensión a 60 Hz (V60Hz): 204.2 kV • Distancia de arco seco (D): 0.65 m En este cálculo se empleó un factor de sobretensión de 1.2, recomendado para casos de sistemas

sólidamente puestos a tierra. Teniendo en cuenta la ruta de la línea se observa que el trazado se

encuentra próximo a la zona costera, por tal motivo se revisa el dimensionamiento de la cadena de

aisladores teniendo en cuenta un ambiente con alta contaminación salina o nivel IV según la

norma IEC 60815.

Para este nivel de contaminación la distancia de fuga nominal es igual a 31 mm/kV, equivalente a

7,595 mm de distancia de fuga total para 245 kV (tensión máxima del sistema). Considerando un

aislador “Antifog” de 146 x 280 mm, con una línea de fuga de 455 mm, el número de aisladores

requeridos es 17 en cadenas de suspensión y cuello muerto y 18 aisladores en cadenas de

anclaje, considerando un paso de 146 mm por aislador.

La distancia mínima requerida en aire será considerada para la definición del máximo ángulo de

balanceo permitido en la línea de transmisión.

Aislamiento contra sobretensiones por maniobra

Las sobretensiones por maniobra son tensiones que aparecen en determinados puntos debido a

operaciones de cierre o apertura de interruptores. Se pueden clasificar de acuerdo con su origen:

• Energización de líneas.

• Recierre de líneas.



• Ocurrencia y eliminación de fallas.

• Interrupción de corrientes capacitivas: desconexión de líneas o cables y reconexión de bancos

de condensadores.

• Interrupción de corrientes inductivas: corrientes de magnetización de transformadores e

interrupción de reactores.

• Operaciones de maniobra de circuitos especiales: condensadores en serie y circuitos

resonantes y ferroresonantes.

Las magnitudes de las sobretensiones dependen de las características del circuito, del instante de

la operación de apertura o cierre del circuito con respecto a la onda de tensión del sistema y de las

características de los elementos del circuito.

El comportamiento de la línea ante sobretensiones por maniobra incide en la distancia crítica

conductor - estructura y el ángulo de balanceo de las cadenas de aisladores de suspensión. El

nivel de aislamiento se estableció a través del método determinístico, pero basado en resultados

probabilísticos de líneas de transmisión, como los presentados en el “Transmission Line Reference

Book” . Se consideró como parámetro de diseño un límite máximo de una falla por cada 100

operaciones de maniobra de la línea.

Las sobretensiones por maniobra están dadas por la expresión:

FCA

Fsm*2*VV

NLmax

MAN

−= Ecuación

Donde:

Ítem Descripción Valor Fuente

Vmax L-N: Máxima Tensión de Operación Línea - Neutro del sistema [kV]

133.37 Vf*1.10/(3^0.5)

Fsm: Factor de Sobretensión por maniobras

2.80

EPRI (una falla por cada 100 operaciones de maniobra de la línea)

FCA: Factor de corrección atmosférica que depende de la densidad del aire

1.124 Normalización de Estructuras

Los resultados obtenidos de su evaluación son:

• Sobretensión de maniobra (VMAN): 492.1 kV. • Distancia en aire requerida (D): 1.1 m



Distancias de aislamiento y longitud de cadena de a isladores

Se presenta las distancias de aislamiento recomendadas:

Distancias Aislamiento

Línea Distancias de aislamiento [m]

Frecuencia industrial Maniobra Contaminación

Talara - Piura a 220 kV (1 cto) 0.65 1.10 2.48 Del análisis de aislamiento se tiene que la longitud de la cadena de aisladores se define por el

nivel de contaminación, la cual debe tener una distancia de fuga y longitud de arco seco tal como

se presenta en la siguiente tabla:

Longitud cadena de aisladores

Distancia de fuga de 31 mm/kV [mm]

No. de Aisladores (paso = 146

mm)

Longitud de cadena de aisladores (m)

7,595 17 3.00

3.8.8 Tipos de Fundación

A) Zapata convencional en concreto

Este tipo de zapata se proyecta en sitios donde existen depósitos de suelo con espesor

superior a 2.50 metros. El diseño contempla la construcción de una zapata en concreto

reforzado, cuyas dimensiones se determinarán en función de la capacidad portante

admisible del suelo sobre el cual será soportada.

Se verificará la resistencia al arranque la cual será suministrada por el peso del relleno

que se construirá sobre la zapata y el peso propio de la zapata. En nivel de cimentación se

ubicará aproximadamente a 2.50 metros de profundidad.

B) Zapata superficial con anclaje en roca

Existirán sitios de torre donde el macizo rocoso se encuentra en la superficie del terreno o

muy cerca de ella. Para este caso se contempla la construcción de una zapata superficial,

cimentada a una profundidad entre 0.20 y 0.50 metros por debajo del terreno natural y

anclajes perforados en el macizo rocoso y embebidos en la zapata, que trabajen

solidariamente con ella.

La zapata será diseñada para soportar las cargas de compresión provenientes de la torre,

sus dimensiones se definirán en función de esas cargas y de la capacidad portante del

macizo rocoso. Los anclajes serán diseñados para recibir las posibles fuerzas de tracción

que se produzcan en la torre y transmitirlas al macizo rocoso. Estos anclajes consistirán

en un elemento metálico (varillas corrugadas, tubería) embebido en concreto hidráulico

(ver Figura N° 3.8.8-1).



La capacidad portante y la resistencia a la tracción de los anclajes se calcularán en

función de las propiedades geotécnicas del macizo rocoso.

Figura N° 3.8.8-1 Esquema del anclaje

Varilla o tubo de acero

Concreto hidráulico

P admisible

D

LT

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A

C) Pila de concreto

Este tipo de cimentación será utilizado en sitios de torre donde exista una capa de suelos

(con espesores del orden de 1.50 metros) bajo la cual se encuentre el macizo rocoso. La

cimentación consistirá en una pila de sección cuadrada o circular que se cimentará sobre

el macizo rocoso (ver Figura N° 3.8.8.2).

Esta cimentación trasmitirá las cargas de compresión directamente al macizo rocoso de

manera que sus dimensiones en planta serán función de esas cargas y de la capacidad

portante del macizo. La resistencia a la tensión será suministrada por el peso propio de la

pila y por la fricción entre las paredes de la pila y el suelo circundante.

Cuadro N° 3.8.8-2 Esquema de la pila de concreto

B

L Pila de concreto,

sección

cuadrada ó

circular

Tug admisible




3.9 Sistema de Puesta a Tierra

El valor máximo de resistencia de puesta a tierra es de 25 ohmios, para lo cual se

empleará un esquema de puesta a tierra de 4 varillas por cada estructura, una en cada

pata de la estructura, con el fin de obtener la resistencia de puesta especificada en el

Código Nacional de Electricidad, para cada una de las torres de la línea. En el caso de no

ser posible obtener este valor de resistencia de puesta a tierra con esta configuración

básica, se analizará la posibilidad de instalar uno de los siguientes esquemas:

• Contrapesos radiales o cables enterrados horizontalmente.

• Métodos no convencionales tales como aditivos o rellenos.

• Instalación de pararrayos.

Es necesario señalar que, debido a que la zona en la que se ubica la Línea presenta un

nivel ceráunico de cero (0), la estimación de los sistemas de puesta a tierra se concentrará

en el control de los voltajes de contacto y de paso en los sitios de torre donde aplique (vías

de acceso afirmados, Caminos peatonales, etc).

3.9.1 Estimación de resistencia de puesta a tierra

Cuando la estructura no alcanza por si sola la resistencia de pie de torre especificada, se

hace indispensable el uso de elementos que reduzcan la resistencia de puesta a tierra a

los valores requeridos. Esto se puede lograr con alguno de estos dos métodos:

• Con varillas conectadas a la estructura hincadas a una profundidad conveniente (aproximadamente 2.50).

• Contrapesos o cables enterrados horizontalmente.

Por otra parte, durante el proceso de estimación de la resistencia de puesta a tierra se

evaluarán estrategias tales como la disposición de las varillas con ángulo respecto del eje

vertical de torre de modo que se logre una mejor distribución de los potenciales de la

superficie del suelo y así asegurar un control deseado sobre los voltajes de paso y de

contacto.

a) Instalación de varillas de puesta a tierra

Las varillas de puesta a tierra están conectadas a la estructura e hincadas a una

profundidad igual a la de la excavación de la cimentación donde el número y disposición

de las varillas depende de la conductividad del terreno donde esté localizada la torre; sin

embargo, la práctica utilizada es de colocar cuatro varillas siempre en cada torre.



La producción normalizada de varillas para puestas a tierra se hace en diámetros que van

desde 1/4 hasta 1 pulgada y longitudes que abarcan desde 1.5 hasta 3.5 metros.

Diámetros superiores a una pulgada producen cambios muy pequeños en el valor de la

resistencia, ya que es el suelo que rodea al electrodo y no el diámetro de éste el que

determina la resistencia. La selección del diámetro de la varilla debe buscar suficiente

espesor y fortaleza para que pueda ser clavada en el suelo sin que se pandee o sufra

daños que le ocasionen corrosión prematura.

Para dar cumplimiento a lo especificado por el Código Nacional de Electricidad Suministro

en la Sección 3 en cuanto a los electrodos de puesta a tierra, estos deben cumplir con los

requerimientos de diámetro y área y en caso de requerir recubrimiento debe cumplir con el

requisito de espesor y recubrimiento mínimos definidos en la Sección 060-702 del Código

Nacional de Electricidad Utilización, donde se indica lo siguiente:

“Un electrodo de varilla debe tener las siguientes características: (a) Ser un producto aprobado, de

cobre o de acero revestido con cobre (acero-cobre), con diámetro no inferior a 16 mm (o 5/8

pulgada) para electrodos de acero-cobre y 13 mm (o ½ pulgada) para electrodos de cobre; y (b)

Tener una longitud no menor de 2 m; y (c) Tener una superficie metálica limpia que no esté cubierta

con pintura, esmalte u otro material de baja conductividad; y (d) Alcanzar una profundidad no

menor de 2,5 m para cualquiera que sea el tamaño o número de varillas que se utilicen, excepto

que: (i) Donde se encuentre roca a una profundidad de 1,2 m o más, la varilla debe alcanzar el

fondo de roca, y el resto de la varilla debe ser enterrado sin causar daño, a no menos de 600 mm

bajo el piso, en posición horizontal; o (ii) Donde se encuentre roca a una profundidad menor de 1,2

m, la varilla debe ser enterrada por lo menos a 600 mm bajo el piso terminado, en una zanja

horizontal.”

La resistencia de pie de torre de una estructura que se obtiene al enterrar una varilla está

dada por la ecuación derivada por E.O. Sunde:

−

= 14

***2 a

lLn

lR

πρ

Cuando l>>a

Donde:

R = Resistencia en ohmios

ρ = Resistividad del terreno en Ω −m l = Longitud de la varilla en metros a = Radio de la varilla en metros



La resistencia de puesta a tierra de una estructura se puede disminuir conectando varillas

en paralelo. Existen varios métodos para considerar el efecto de las varillas múltiples en el

valor de la resistencia como son: el radio equivalente, la resistencia mutua, las curvas

universales, etc.

• Radio equivalente

El método del radio equivalente tiene en cuenta la geometría con la que se distribuyen las

varillas en el terreno. Si están moderadamente cerca una de la otra, la resistencia total

será mayor que si el número de varillas tuviera la misma disposición pero estuvieran más

espaciadas. La ecuación que se utiliza para realizar estos cálculos es la siguiente:

=A

lLn

lR

*2*

**2 πρ

Donde:

R : Resistencia de puesta a tierra en Ohmios

ρ : Resistividad del terreno en ohmios-metro

l : Longitud de la varilla en metros

A : Radio equivalente que depende de la distribución y el número de varillas de la

configuración, en metros.

• Resistencia Mutua

Otra forma de calcular el efecto de las varillas en paralelo en el valor de la resistencia de

pie de torre, es calcular la resistencia mutua mediante la siguiente ecuación:

++−= ....

5

4

31

**2 2

2

2

2

s

l

s

l

sRm π

ρ

Donde: Rm : Resistencia mutua en ohmios

s : Separación entre varillas en metros

l : Longitud de varillas en metros

Una vez conocido el valor de Rm se puede calcular la resistencia de puesta a tierra con la relación:

( )n

Rn

n

RR m11 −

+=



Donde:

R : Resistencia en ohmios

R1 : Resistencia de una varilla en ohmios

n : Número de varillas

Rm : Resistencia mutua en ohmios

• Curvas Universales

Un método alterno no calcular el valor de la resistencia de puesta a tierra de estructuras

bajo el efecto de múltiples varillas es recurrir al uso de curvas universales en las que se

representa la variación. Normalmente se presenta una familia de curvas en las que cada

una de ellas corresponde a una separación específica de las varillas. Las curvas

universales se representan por el factor multiplicador incluido en el siguiente cuadro:

Cuadro N° 3.9.1 -1 Factor multiplicador para múlti ples varillas

Número de Varillas

Factor Multiplicador, F

2 1.16 3 1.29 4 1.36 8 1.68

12 1.80 16 1.92 20 2.00 24 2.16


b) Instalación de contrapesos

En sitios en que la resistividad del terreno sea muy alta, es necesario utilizar cables

enterrados horizontalmente en disposición simétrica al eje de línea para alcanzar el valor

de resistencia de pie de torre establecido, siempre teniendo en cuenta la posibilidad

constructiva de hacerlo considerando las características particulares del sitio.

Los primeros centímetros de la capa vegetal están siempre expuestos a cambios

climatológicos producidos por inviernos severos o por veranos calurosos y secos.

A esto se suma la topografía local y la contextura del suelo de los cuales dependen gran

parte los cambios ambientales y el contenido de la humedad. Adicionalmente, en terrenos

agrícolas debe preverse la capa que ha de ser removida periódicamente, todo lo cual

proporciona un estimativo de la profundidad mínima a la cual debe ser enterrado el

conductor para eliminar la posibilidad de cambios bruscos en la resistencia de tierra y de



daños fortuitos causados por los trabajos del arado. Para tener en cuenta las anteriores

consideraciones se adoptó una profundidad de 0.50 m para instalar contrapesos.

Al igual que en el caso de las varillas de puesta a tierra, el diámetro del contrapeso no

juega papel importante y su selección obedece más a problemas de corrosión que de

cualquier otra naturaleza. Debe tenerse especial cuidado al trabajar con contrapesos de

longitud inferior a 30 m para no obtener resistencias de dispersión demasiado altas que

puedan crear reflexiones positivas. Así mismo es aconsejable no utilizar contrapesos

demasiado largos a menos que el terreno sea de alta resistividad como en zonas con

abundantes afloramientos rocosos o arenosos, ya que después de cierta longitud la curva

de resistencia se vuelve asintótica. De esta manera, se utilizarán longitudes de

contrapesos hasta de 60 metros y contrapesos paralelos en cada pata hasta dos

unidades.

“Dimensionamiento del Conductor de Puesta a Tierra para Sistemas de Corriente Alterna:

La sección del conductor de puesta a tierra debe ser: (a) No menor que aquella dada en la

Tabla 17 para un sistema de corriente alterna o para un conductor común de puesta a

tierra”

Cuadro N° 3.9.1-2

Sección mínima de conductores de tierra para sistem as de corriente alterna o conductores de tierra comunes

Capacidad de conducción del conductor de acometida de

mayor sección o el equivalente para conductores múltiples (A)

Sección del conductor de cobre de puesta a tierra

(mm2)

100 o menos 10 101 a 125 16 126 a 165 25 166 a 200 25 201 a 260 35 261 a 355 50 356 a 475 70 Sobre 475 95

Fuente: CNE - Utilización - Tabla 17 (Ver Reglas 060-204,060-206 y 060-812) Nota: La capacidad de conducción del conductor más grande de la acometida, o el equivalente se usan

conductores múltiples, se determina con la Tabla apropiada del Código tomando en consideración la cantidad de

conductores en la tubería y el tipo de aislamiento.

En forma generalizada se utilizan longitudes de 30 y 60 m aunque en casos especiales se

puede incrementar la longitud. La resistividad corresponde a la medida en el sitio en que

se localiza cada estructura.



Según la resistividad del terreno se pueden usar diferentes configuraciones con el fin de

alcanzar la resistencia de puesta a tierra deseada. La configuración más simple es con

cuatro varillas de puesta a tierra, una en cada pata de la estructura. Otras configuraciones

son con 1, 2, 3 ó 4 contrapesos de la longitud requerida. Las configuraciones asimétricas

de uno y tres contrapesos no se recomiendan ya que no son eficientes o predecibles en su

comportamiento ante ondas de choque. En estos casos, la corriente de un rayo no se

distribuye uniformemente entre las patas de las torres. Inicialmente se estima la

resistencia de puesta a tierra en cada sitio con cuatro varillas en paralelo (utilizando el

método de las curvas universales), si no cumple con la resistencia establecida se

determina la resistencia con dos ó cuatro contrapesos de 30 ó 60 m de longitud o se

incrementa la longitud en contrapesos hasta cumplir con la resistencia de puesta a tierra

establecida.

3.10 Actividades de construcción del proyecto

Las actividades para la construcción de la Línea de Transmisión se dividen en obras

civiles y montaje del equipamiento electromecánico.

Las obras civiles comprenderán:

• Despeje y preparación del área.

• Instalación de almacenes y oficinas.

• Excavaciones y fundaciones de hormigón armado a través de procedimientos manuales y/o mecánicos. Estos trabajos serán efectuados en los lugares destinados a la instalación de las estructuras, los movimientos de suelo serán de mayor envergadura, y tendrán por objeto nivelar superficies, etc.

• Relleno y protección de área alrededor de bloques de hormigón.

• Transporte de materiales para rellenos.

• Suministro y montaje de todas las estructuras, cables y otros elementos, así como el suministro de los anclajes en la obra civil.

El montaje de los equipos electromecánicos comprenderá:

• Montaje de las estructuras de suspensión, retención.

• Montaje de cadena de aisladores.

• Montaje de los equipos, estructuras metálicas, materiales e instalaciones.

• Tendido de conductor.

• Fletes de los equipos y materiales peruanos y extranjeros desde la fábrica hasta el terreno de las obras.

• Desembalaje, almacenamiento, cuidado y mantenimiento de todos los equipos incluidos.

• Período de Pruebas: Antes de la entrada en servicio de las nuevas instalaciones se ejecutarán pruebas para asegurar el buen funcionamiento de todas las instalaciones antes de su alergización.

• Entrada en operación de las nuevas instalaciones: Superadas las pruebas, se



procederá a la energización y entrada en operación de la línea de transmisión, así como el inicio de los trabajos necesarios para mantenerlos en buen estado de funcionamiento.

3.11 Campamentos y/o viviendas de alquiler

Debido a las características del proyecto, las zonas de alquiler para el personal y almacén

serán las poblaciones cercanas al trazo de la línea como son las localidades de Pariñas,

La Brea, Tamarindo, La Huaca, Ignacio Escudero, Miguel Checa y Piura.

El proyecto no contempla la instalación de campamentos debido a que las poblaciones

cercanas constituyen puntos a los que los trabajadores pueden retornar luego de la

jornada de trabajo.

3.12 Fuentes de Suministro de Agua

Durante la etapa de construcción solamente se usará agua para el preparado de la mezcla

de concreto que se utilizará en los cimientos de las torres de la Línea de Transmisión, el

cual se estima en 1,25 m3 por cada torre a instalarse.

El agua que se utilice para el riego de las vías de acceso en forma similar será traída

directamente de los puntos autorizados de las localidades cercanas al recorrido de la línea

de transmisión por medio de cisternas.

El agua para consumo domestico (consumo humano) será abastecido en las ciudades

más cercanas a través de Botellas y Bidones en las cantidades que sean necesarias.

3.13 Movimiento de Tierras

Respecto a la cantidad de material excedente producto de las actividades de excavación

para la instalación las estructuras de la línea de transmisión, se estima que los volúmenes

de material para eliminación serán del orden de 1,5 a 2,5 m3 por estructura a instalarse.

Para la eliminación del material excedente se hará uso de unidades vehiculares de carga

para el traslado hacia los centros de disposición final debidamente autorizados por las

municipios de la zona, y en los casos en los que esto sea posible, también se hará uso de

este material en coordinación con las comunidades para su mejor aprovechamiento.

3.14 Procedimiento de reemplazo de estructuras

Los daños que pudiesen resultar del manejo, transporte, ensamblaje y demás actividades

de la construcción, deberán ser reparados o reemplazados.

Las reparaciones en el galvanizado de elementos metálicos, se permitirán únicamente para fallas pequeñas y puntuales, de conformidad a lo que estipule la normativa y los procedimientos vigentes del proyecto.



3.15 Material necesario para el proceso de construc ción

Los agregados para la construcción de las fundaciones de las torres serán comprados o

adquiridos de los lugares o centros de distribución debidamente autorizados.

3.16 Equipos y maquinarias

A continuación se presenta la relación de equipos y maquinarias a usar en el proyecto.

Cuadro Nº 3.16-1: Relación de Equipos de Tendido

Ítem Equipos Capacidad

1 Winche mecánico Hidráulico 5 Tn

2 Winche Hidráulico 4,5 Tn 3 Winche Hidráulico 3,5 Tn 4 Winche Hidráulico 2,5 Tn 5 Freno Hidráulico 4 Tn

6 Poleas para Tendido Se utilizaran los diámetros deacuerdo al trabajo que se desarrolle.

A continuación en el Cuadro 3.16-2 se presenta la relación de maquinaria pesada a ser utilizada en el Proyecto.

Cuadro Nº 3.16-2: Relación de Maquinaria Pesada

Ítem Equipos Capacidad

1 Rodillo compactador Potencia : 7,5 hp a 2 800 rpm

2 Plancha compactadora simple Potencia: 5,5 hp

3 Cargador retroexcavadora Potencia: 85 hp, 2 200 rpm 4 Vibró apisonador Potencia: 4 hp 5 Cargador frontal Potencia: 262 hp a 1 800 rpm 6 Tractor de cadenas Potencia: 185 hp a 1 850 rpm 7 Motoniveladora Potencia: 185 hp a 2 000 rpm 8 Excavadora Potencia: 268 hp a 1 800 rpm

3.17 Mantenimiento de maquinaria y abastecimiento d e combustible

Por la cercanía del proyecto a zonas urbanas no requiere destinar una zona específica

para el taller, con relación al abastecimiento de combustible, éste se realizará en los

servicentros autorizados, como se indica en el Plan de Manejo Ambiental “El

mantenimiento y recarga de combustible de los vehículos y equipos que se utilice durante

las labores de mantenimiento de la línea de transmisión, de las instalaciones auxiliares, se

realizará en los Servicentros ubicados en las localidades cercanas a los frentes de trabajo

o surtidores autorizados (grifos)”.

Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto “Reforzam iento del sistema norte con un segundo circuito de Transmisión 220 kV entre Talara y Piura”

INFORME FINAL REV.0 CESEL Ingen ieros CSL-109000-IT-11-01 Mayo 2011

3.18 Tiempo de ejecución del proyecto

El proyecto tiene como duración 24 meses.



3.19 Tiempo de vida del proyecto

El tiempo de vida del proyecto es de 30 años (plazo de la concesión).

3.20 Requerimiento de Personal A continuación en el siguiente cuadro se presenta la cantidad de personal de la zona

estimada para la construcción de la Línea de Transmisión.

Cuadro : Estimación de Personal de la Zonas para la Construcción de la Línea de

Transmisión a 220 kV

Mano de Obra

Calificada

Mano de obra no

calificada

Recepción de Materiales 5 5

Excavaciones 12 22

Cimentaciones 20 26

Rellenos 9 14

Montaje de Torres 64 4

Tendido de Conductores 51 6

Recepción de materiales y recepción

de Obra 3 3

TOTAL

Cantidad de Personal

Actividades

244

Nota: Esto son cantidades estimadas y dependerá de la estrategia y cronograma del constructor

Del cuadro presentado se aprecia que el porcentaje de M.O. Calificada será de 67.21% del

total y el porcentaje de M.O. No Calificada 32.78 % del total.

La mano de obra no calificada perteneciente a personal de la zona retornará a sus

domicilios y cuando sea necesario se utilizarán las facilidades que ofrecen las localidades

de la zona (alojamiento, alimentación y transporte).

La mano de obra local no calificada a contratar será el 36 % del total requerido la cual será

tomada de las localidades involucradas en el trazo de la línea de transmisión, según su

disponibilidad al inicio de la etapa de construcción y para las actividades según el nivel de

especialización y previa evaluación. Se prevé se tomará mayor mano de obra de las

localidades del distrito de Tamarindo, así como de las localidades de Negreiros, Enace y

Piedritas.

3.21 Presupuesto del Proyecto

El presupuesto del proyecto asciende a la suma de USD 14 580 022.



Presupuesto del Proyecto

Descripción L.T. Talara-

Piura ( US$ )

Ampliación S.E.Talara

220 kV-(existente)

( US$ )

Ampliación S.E.Piura 220 kV-(existente)

( US$ )

Costos de Inversión

Suministros 3 769 906 308 488 324 555

Transportes y Seguros 290 404 18 282 19 234

Construcción y Montaje 4 055 027 382 347 547 134

Costos Indirectos 1 538 932 0 0

Administración del Proyecto 1 108 924 148 880 193 366

Ingeniería 377 509 61 883 80 374

Supervisión 335 777 149 630 194 341

Gastos Financieros 557 135 51 920 65 974

Total Costos de Inversión 12 033 614 1 121 430 1 424 978 Total de Inversión del Proyecto USD 14 580 022

3. descripciÓn del proyecto 3.1 antecedentes · descripciÓn del proyecto 3.1 antecedentes •...

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