3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 3.1 Antecedentes 0 DescripciÃ³n del Proyecto.pdf · El proyecto...

Plan de Manejo Ambiental del Proyecto “Línea de Transmisión Machupicchu - Abancay – Cotaruse a 220 kV”

INFORME FINAL REV. 0 CESEL Ingenieros CSL-112900-IT-11-01 Setiembre 2013

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

3.1 Antecedentes

El comité de PROINVERSIÓN en Proyectos de Telecomunicaciones, Energía e

Hidrocarburos – PRO CONECTIVIDAD del Ministerio de Economía y Finanzas, realizó el

concurso Público Internacional en la Modalidad de Concurso de Proyecto Integral, con el

fin de seleccionar un Adjudicatario, a quien el Estado Peruano, actuando a través del

Ministerio de Energía y Minas (en adelante MINEM), otorgará en concesión el diseño,

financiamiento, construcción, operación y mantenimiento del Proyecto “Línea de

Transmisión Machupicchu–Abancay–Cotaruse a 220 kV” por un periodo de 30 años desde

su Puesta en Operación Comercial.

La línea Eléctrica pertenece al Sistema Garantizado de Transmisión y ha sido incorporada

en el Plan Transitorio de Transmisión mediante Resolución Ministerial N° 024-2010-

MEM/DM.

La Buena Pro fue entregada a ISA como Postor ganador del Concurso, el 18 de

noviembre de 2010.

Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante CTM), filial del Grupo ISA, fue designado para

suscribir el contrato de concesión con el MINEM. El 22 de diciembre de 2010 se firmó el

contrato de concesión, fecha desde la cual inicia el plazo para la ejecución y entrega del

proyecto.

El 07 de octubre de 2011, la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de

Energía y Minas emitió el Oficio N° 1315-2011, por el cual notifica a CTM, que el

SERNANP ha manifestado que el proyecto es NO COMPATIBLE, por tal motivo CTM

comunicó al MEM paralización de las actividades del proyecto. Así mismo, PDI comunicó

a CTM suspensión de actividades del proyecto, entregó un estado de avance del proyecto

y un informe de incremento de costos producidos por la paralización y suspensión del

proyecto.

El 26 de junio de 2012, la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de

Energía y Minas, emitió el Oficio N° 779-2012-MEM/DGE, mediante el cual comunica a

CTM, que el SERNANP ha dado opinión favorable a la compatibilidad.

Mediante Resolución Ministerial N° 053-2013-MEM/DM, publicada el 20 de febrero de

2013, el Ministerio de Energía y Minas declaró la existencia de Situación de Restricción

Temporal de Generación para el abastecimiento seguro y oportuno de energía eléctrica en

la zona sur este del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), como

consecuencia del retraso de la puesta en operación comercial del sistema de transmisión

que interconectará la Central Hidroeléctrica Santa Teresa y la ampliación de la Central

Hidroeléctrica Machupicchu al SEIN.

Al amparo de la base legal expuesta, con fecha 01 de marzo 2013, Consorcio

Transmantaro S.A., solicitó a la DGE que evalué el proyecto Línea de Transmisión

Machupicchu – Abancay – Cotaruse a 220 kV para que califique dentro de los alcances



previstos en el Decreto de Urgencia N° 037-2008 y se enmarque dentro de la restricción

temporal de generación en la zona sur del SEIN, declarada mediante R.M N° 053-2013-

MEM/DM. Así mismo, se firmó la Adenda de reinicio de proyecto entre CTM y el MEM.

Atendiendo al requerimiento, con fecha 04 de marzo del 2013, mediante Oficio N° 320-

2013-MEM-DGE, la Dirección General de Electricidad comunica a Consorcio

Transmantaro S.A., que el proyecto califica dentro de la restricción temporal de generación

en la zona sur del SEIN, declarada mediante R.M N° 053-2013-MEM/DM.

3.2 Objetivo y Justificación

3.2.1 Objetivo

El Proyecto tiene por objeto la construcción y puesta en operación comercial de la línea de

Transmisión Machupicchu – Abancay – Cotaruse a 220 kV y subestaciones asociadas,

para evacuar la energía producida en las Centrales de Machupicchu y Santa Teresa para

incorporar al Sistema Interconectado Nacional (SEIN) a través de la línea de transmisión

220 kV Machupicchu – Suriray – Abancay – Cotaruse.

Así mismo, completar el anillo de la región sur este de 220 kV para mejorar la confiabilidad

del suministro de la energía eléctrica, para el abastecimiento seguro y oportuno de energía

eléctrica en la zona sur este del SEIN.

3.2.2 Justificación

De Acuerdo al Decreto de Urgencia N° 037-2008, el Ministerio de Energía y Minas declara

las situaciones de restricción temporal de generación para asegurar el abastecimiento

oportuno de energía eléctrica en el SEIN, para tal fin, se requiere la puesta en operación

comercial del proyecto, para que la mayor producción esperada de generación de la nueva

central hidroeléctrica Santa Teresa y de la ampliación de la central hidroeléctrica

Machupicchu pueda ser inyectada al SEIN.

El proyecto conformará un anillo eléctrico en 220 kV, permitiendo mejorar la confiabilidad y

calidad del transporte de energía eléctrica en la zona sur del país e integrará al SEIN los

proyectos de generación de energía eléctrica: CH. Machu Picchu II fase (102 MW), la CH

Santa Teresa (100 MW) y CT Quillabamba (200 MW).

Esta generación a través del proyecto MACO y las líneas de 220 kV Suriray-Quencoro-

Onocora-Tintaya permitirán, además de atender la demanda local, posibilita el suministro

de las cargas mineras previstas de la zona Sur Este del SEIN, como:

Las Bambas 150 MW (Xstrata Copper);

Ampliación Cerro Verde 300 MW (Freeport-McMoRan Copper & Gold)

Antapacay 110 MW (Xstrata Copper).

El proyecto Línea de Transmisión Machupicchu - Abancay – Cotaruse a 220 kV -,

conjuntamente con los proyectos de líneas de 220 kV Suriray-Quencoro-Onocora-Tintaya



(Primer Plan de Expansión de COES) y Socabaya-Tintaya, completarán el anillo en 220

kV del área Sur Este del SEIN.

El proyecto contribuye a mejorar la confiablidad de la red de transmisión y a disminuir los

flujos por la red en 138 kV del área Sur Este.

A continuación se presenta el diagrama unifilar del proyecto.


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Figura 3.2-1 Diagrama unifilar del proyecto

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A. - CTM

La línea sale de la subestación Machupicchu en 138 kV simple circuito hacia la Nueva Subestación Suriray donde se realiza la transformación

a 220kV, a partir de la cual saldrán dos circuitos, uno de los cuales alimentará la subestación Abancay Nueva y el otro continuará directamente

hasta la subestación Cotaruse a 220 kV.

También se realizará el enlace 138 kV desde la Subestación Abancay Nueva hacia Abancay Existente.



3.3 Ubicación del proyecto

La ubicación de la línea de transmisión y las subestaciones objeto de este Proyecto, se

encuentran en el sector central de Perú; la subestación Cotaruse se ubica a 4100 msnm,

en el departamento de Apurímac y la subestación Machupicchu II se ubica a 1800 msnm,

en el departamento de Cusco. En el siguiente mapa se presenta la ubicación del proyecto

a nivel regional. (Ver Anexo Plano N° CSL - 112900 - 1 - GN – 01).

Figura N° 3.3-1 Mapa de ubicación del proyecto

Fuente: Elaboración Propia, CESEL S.A

3.4 División Política

La ubicación política del ámbito de influencia del Proyecto “Línea de Transmisión

Machupicchu - Abancay - Cotaruse en 220 kV” comprende los distritos de Tintay,

Chapimarca, Tapairihua, Justo Apu Sahuaraura, Caraybamba, Chalhuanca, Cotaruse,

Pichirhua, Lambrama, Abancay, Curahuasi, San Pedro de Cachora, Mollepata, Santa

Teresa, Machupicchu. (Ver Anexo Plano N° CSL – 112900 – 1 – GN – 02).



Cuadro N° 3.4-1 División Política

N° Distrito Provincia Departamento

1 Cotaruse

Aymaraes

Apurímac

2 Caraybamba

3 Chalhuanca

4 Justo Apu Sahuaraura

5 Tapairihua

6 Chapimarca

7 Tintay

8 Pichirhua

Abancay

9 Lambrama

10 Abancay

11 Curahuasi

12 San Pedro de Cachora

13 Mollepata Anta

Cusco 14 Santa Teresa La Convención

15 Machupicchu Urubamba Fuente: Elaboración Propia, CESEL S.A.

Figura N° 3.4-1 Trazo de la Línea de Transmisión

Fuente: Elaboración Propia, CESEL S.A. A continuación se presenta la relación de vértices de la línea de transmisión:



Cuadro N° 3.4.2 Tramo Machupicchu - Suriray

VERTICE WGS84_ESTE WGS84_NORTE

Pórtico Machupicchu 764282.646 8542276.129

VMS01 764008.271 8542393.125

VMS02 763580.763 8542481.001

VMS03 762957.809 8541975.073

VMS04 762279.741 8541482.323

VMS05 761861.103 8541311.250

VMS06 761279.019 8541378.792

VMS07 760627.562 8542055.916

VMS08 760257.107 8542576.882

VMS09 759984.485 8543187.902

VMS10 759461.908 8544107.712

VMS11 759634.277 8545570.963

VMS12 759650.318 8545863.621

Pórtico Suriray 759626.422 8545896.260

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A – CTM.

Cuadro N° 3.4.3 Conexión Abancay - Cachimayo


Pórtico 737915.42 8502235.63

VAA01 737822.69 8502235.76

VAA02 737669.53 8502016.08

VAA03 736849.06 8500924.11

VAA04 736608.88 8499552.71

VAA05 737273.23 8498008.56

VAA06 737455.12 8497737.04

T199 existente 737467.67 8497714.72


Cuadro N° 3.4.4 Tramo Suriray - Abancay


Pórtico Suriray 759586.191 8545813.680

VSA01 759602.598 8545782.762

VSA02 759602.407 8545540.137

VSA03 759465.061 8545090.675

VSA04 759188.173 8542875.534

VSA05 758818.968 8541201.313

VSA06 758526.851 8540581.988

VSA07 758223.861 8540023.418

VSA08 757976.500 8539415.548

VSA09 757756.178 8538948.492

VSA10 757215.586 8538080.741

VSA11 756675.191 8536753.152

VSA12 756245.490 8535199.450

VSA13 756141.847 8534555.243

VSA14 755410.367 8533001.856

VSA15 755379.323 8532371.168

VSA16 755277.020 8530988.136

VSA17 755379.815 8530062.198




VSA18 755041.722 8529747.361

VSA19 754458.838 8528917.349

VSA20 753897.309 8528328.639

VSA21 752966.315 8527602.266

VSA22 752759.349 8526890.138

VSA23 752602.844 8526499.218

VSA24 752670.987 8526007.602

VSA25 752811.244 8525325.040

VSA26 753231.246 8524220.680

VSA27 753312.949 8523635.104

VSA28 753350.172 8523276.401

VSA29 753422.387 8522850.768

VSA30 753469.880 8522510.377

VSA31 752132.404 8520475.143

VSA32 749230.539 8517367.418

VSA33 748031.535 8517047.455

VSA34 747065.091 8516766.803

VSA35 745481.483 8516689.719

VSA36 744898.013 8516315.376

VSA37 743280.482 8515924.675

VSA38 741006.200 8513668.636

VSA39 739648.895 8511623.886

VSA40 738628.812 8503816.092

VSA41 738232.248 8502457.340


Cuadro N° 3.4.5 Tramo Abancay - Cotaruse


VAC01 738207.175 8502449.730

VAC02 737843.413 8502339.324

VAC03 737690.871 8502098.778

VAC04 736827.804 8500934.652

VAC05 736588.201 8499558.081

VAC06 737238.539 8498015.033

VAC07 737769.986 8496945.003

VAC08 737803.300 8496410.158

VAC09 735231.927 8493083.719

VAC10 731795.436 8488812.455

VAC11 731267.869 8487900.412

VAC12 731080.727 8487042.816

VAC13 729865.574 8485690.267

VAC14 727630.783 8483530.874

VAC15 725179.093 8480365.636

VAC16 722605.126 8477143.776

VAC17 716530.107 8469099.217

VAC18 713443.800 8467621.410

VAC19 712202.496 8466077.602

VAC20 710900.063 8464478.133

VAC21 709794.327 8463330.714

VAC22 708967.724 8462477.813




VAC23 708622.329 8462114.028

VAC24 705292.596 8458656.725

VAC25 704810.581 8458057.533

VAC26 704232.002 8457484.877

VAC27 703487.461 8457164.344

VAC28 703244.726 8457040.715

VAC29 700127.507 8455642.600

VAC30 699922.644 8455114.897

VAC31 699538.343 8454231.475

VAC32 698956.988 8452839.052

VAC33 694940.203 8447486.442

VAC34 693875.877 8443040.313

VAC35 694122.722 8440209.072

VAC36 693260.104 8437267.681

VAC37 691461.463 8430126.982

VAC38 691403.657 8420665.265

VAC39 691435.242 8416254.224

VAC40 691505.846 8415147.515

VAC41 691602.546 8412972.780

VAC42 692120.205 8411555.713

VAC43 693207.197 8410447.858

VAC44 694853.931 8408800.748

VAC45 695246.852 8408117.148

VAC46 695629.461 8407183.267

VAC47 695637.268 8406788.271

VAC48 694823.297 8405370.937

VAC49 692033.347 8403722.564

VAC50 690380.398 8401046.188

VAC51 687209.257 8396818.268

VAC52 686777.023 8396344.580

VAC53 686499.562 8395809.616

VAC54 683646.390 8393264.731

VAC55 683149.726 8392768.150

Pórtico Cotaruse 683149.489 8392698.199


Cuadro N° 3.4.6 Tramo Conexión entrada SE Abancay


Pórtico - SE_ Abancay 738066.903 8502233.309

VXA01 738126.758 8502233.356

VXA02 738218.859 8502331.431

VXA03 738228.622 8502423.236

VSA41 738232.248 8502457.340

Cuadro N° 3.4.7 Tramo Conexión salida SE Abancay


Pórtico - SE_ Abancay 738066.888 8502233.327

VYA01 738126.750 8502233.368

VYA02 738218.860 8502331.438




VYA03 738228.627 8502423.229

VAC01 738207.187 8502449.734

A continuación se presenta las coordenadas de las subestaciones en estudio Celda Machupicchu

Cuadro N° 3.4.8 Coordenadas SE Pórtico Machupicchu

Vértices Coordenadas WGS84

Norte Este

P1 8542279.18 764262.84

P2 8542286.16 764247.34

P3 8542301.48 764254.23

P4 85422294.87 764269.89

Subestación Suriray Cuadro N° 3.4.9

Coordenadas del perímetro de la Subestación


Norte Este

L1 8545731.52 759512.49

L2 8545855.44 759447.36

L3 8545962.44 759650.96

L4 8545838.51 759716.09

Subestación Abancay Nueva

Cuadro N° 3.4.10 Coordenadas del perímetro de la Subestación


Norte Este

L1 8502306.827 737942.987

L2 8502306.827 738146.000

L3 8502038.223 738146.000

L4 8502032.686 737913.660

L5 8502171.490 737913.660

L6 8502171.490 737846.226


3.5 Vías de acceso

El acceso al proyecto se puede realizar por vía aérea desde Lima hasta la ciudad de

Cusco. De la ciudad del Cusco trasladarse hacia la Central Hidroeléctrica de Machupicchu

por la vía asfaltada hasta la localidad de Santa María. Luego se continúa por la vía

afirmada Santa María – Santa Teresa, llegándose a la C.H. Machupicchu, donde se inicia

la Línea de Transmisión, el tramo de la CH. Machupicchu – Cachora el acceso es a través

de accesos peatonales. De la localidad de Cachora hasta la localidad de Abancay se

realiza por vía afirmada y asfaltada.



Desde la localidad de Abancay, el acceso a los vértices y trazo de la Línea de Transmisión

se realizara por la vía principal asfaltada Abancay – Chalhuanca – SE Cotaruse. (Ver

Plano N° CSL – 112900 – 1 – GN – 04 y CSL – 112900 – 1 – GN – 04 CSL – 112900 – 1 –

GN – 04A).

Accesos a los vértices de la Línea de Transmisión y Subestaciones

Tramo Machu Picchu-Suriray

Para acceder al sitio de la S.E. Machupicchu se toma el carrozable que lleva al poblado de

Sahuayaco, siguiendo hacia delante se llega hasta el cruce que desvía hacia la

hidroeléctrica a unos 1.2 km de Santa Teresa, se toma a mano izquierda y se realiza un

recorrido aproximado de 9 km.

Por este tramo de carrozable se puede llegar de la T01 hasta la T21 así:

Para acceder a las T01 a T11 se hace partiendo desde Santa Teresa, en donde se

toma el carrozable que lleva a la Hidroeléctrica después de recorrer

aproximadamente 8.5 km. El carrozable es transitable en época de verano, es

estrecho sin pavimentar; en invierno hay derrumbes, se torna resbaladizo.

Para acceder a las T12 a T15 se hace partiendo desde Santa teresa, en donde se

toma el carrozable que va hasta el poblado de Sahuayaco (el cual está en muy

regular estado) cruzando el puente Suriray ubicado a 6.8 km y se toma a mano

izquierda en dirección de la vereda de Sillapata.

Continuando por el carrozable principal que va hasta el poblado de Sahuayaco (el

cual está en muy regular estado) tomando a mano derecha en el cruce con el puente

Suriray ubicado a 6.8 km de santa teresa, se llega hasta el sitio conocido como la

cancha ubicado a 10.4 km por el que, a mano derecha, se llega a las T16 a T21.

Tramo Suriray-Abancay

Para acceder al sitio de la SE Suriray se toma el carrozable que lleva al poblado de Sahuayaco, siguiendo hacia delante se llega hasta el cruce que desvía hacia la hidroeléctrica a unos 1.2 km de santa Teresa, se continua y a mano derecha se desvía y empieza el acenso por el carrozable hasta llegar a la pampa donde se proyecta estará ubicada la Subestación. Por este tramo de carrozable se puede llegar de la T01 hasta la T47 de la siguiente manera:

Continuando por el carrozable principal que va hasta el poblado de Sahuayaco el cual

está en muy regular estado tomando a mano derecha en el cruce con el puente

Suriray ubicado a 6.8 km de santa teresa se llega hasta el sitio conocido como la

cancha ubicado a 10.4 km por este a mano derecha se llega a las T01 a T18.

Continuando por el carrozable principal que va hasta el poblado de Sahuayaco a unos

12 .5 km se puede acceder a la torre T19.

La entrada al poblado de Sahuayaco se encuentra sobre el Km 13.2 tomando a mano

derecha por este se llega a las T20 a T26.

Continuando por el carrozable principal se toma a la izquierda por el carrozable que

va hasta el poblado de Totora (el cual está en muy regular estado) a unos 20 km



cruzando por una oroya con una longitud de 140 m y una altura de más de 100 m se

puede acceder de la torre T27 a T30.

Continuando por el carrozable que va hasta el poblado de Totora a unos 21.5 km se

puede acceder a la torre T32.

En el Km 22.3 del carrozable que va hasta el poblado de Totora a unos 22.3 km se

puede acceder a las torre T33 a T34.

Continuando por el carrozable principal a unos 22.4 km y cruzando el rio pasando por

un rudimentario puente de madera ubicado en el predio del señor Álvarez se puede

acceder a las torres T35 y T36.

Continuando por el carrozable a unos 24.2 km y cruzando el rio por un rudimentario

puente de madera, se puede acceder a las torres T37 y T38.

Continuando por el carrozable a unos 25.1 km se puede acceder a las torre T39 a

T40.


T42.

Continuando por el carrozable que va a Totora a unos 26.7 km se puede acceder a la

torre T43.


T45.

Continuando por el carrozable que va a Totora a unos 29.1 km se puede acceder a la

torre T46 la cual se encuentra en el poblado de Collpamapa.

Continuando por el carrozable que va a Totora a unos 29.7 km, para el tramo a partir de la

torre 47 y hasta la torre 91 no se tienen accesos sino únicamente caminando directamente

por el eje, pasando por los poblados de Milpo, Chalan, Acopuerto y La Abuela. Se

recomienda considerar para estos sitios que el transporte de materiales sea helicoportado.

Para acceder al sitio de la SE Abancay se toma el carrozable que lleva al poblado de

Cachora, y siguiendo hacia delante se llega hasta el sitio conocido como quebrada San

Antonio o Willcayo; el tramo entre Cachora y Willcayo está en proceso constructivo.

Por este tramo de carrozable se puede llegar de la T111 a la T92 así:

La entrada al poblado de Cachora se encuentra sobre el Km 816.5 de la vía

Transoceánica, llamando a este sitio K000 se toma el carrozable hacia Cachora. En el

Km 0+300 se encuentra el sitio de la SE Abancay, y la entrada a las T111, T112, a la

T01 y a la T02 de la línea de 138 kV. En el Km 1+800 se encuentra la entrada al

camino de herradura por el que se llega a las T109 a 105, y así se llega al poblado de

Cachora en el Km 16+000.

En el Km 16+700 está la partida para el corregimiento de Allcasumca al cual se llega

por un carrozable en mal estado y por este se llega a las T99 y T100 a una distancia

de ~ 5 Kms.

Continuando por el carrozable principal, el cual está en muy regular estado (lo están

construyendo), se puede llegar a lo largo de este a las torres entre T96 y T92; este

carrozable llega a los poblados Quebrada San Antonio y/o Willcayo en el Km 24+100.

El carrozable está en buen estado hasta el poblado de Cachora (no está

pavimentado), de ahí en adelante está en muy regular estado (lo están

construyendo); no hay alcantarillas y en invierno hay derrumbes.



Tramo Abancay-Cotaruse

Para el tramo de las dos líneas 138 y 220 kV que van paralelas hasta las torres entre

10 y 15 se usa la vía Transoceánica (Lima-Cusco), esto es entre los 814 a 816 km.

Para acceder a la torre de conexión de la línea de 138 kV y las torres de la línea de

220 kV que van a servir de apoyo para efectuar el cruce sobre la línea Cachimayo-

Abancay se utiliza un carreteable que parte de la Transoceánica a la altura del Km

814 y que sirve de acceso a la 199 de la línea Cachimayo-Abancay, el cual tiene una

longitud aproximada de 2.5 km.

Para acceder a las torres entre 16 y 24 de la línea de 220 kV se hace por la misma

entrada del acceso antes mencionada pero se toma carrozable que lleva al poblado

de Saywite. La longitud de este carrozable es de aproximadamente 5 km, es angosto

y en buen estado durante el verano; es de una sola vía sin pavimentar.

Para acceder a las torres entre 25 y 34 se hace partiendo desde Abancay, tomando el

carrozable que lleva al poblado de Ayahorco, hasta donde entra el carro hay 11.7 km.

El carrozable está en buen estado en época de verano, en invierno hay derrumbes, el

acceso se torna resbaladizo y es difícil de subir. A partir de donde llega el carro el

acceso hacia los sitios de torre se hace por caminos de herradura y por potreros, los

caminos de herradura se ponen difíciles en época de invierno.

Para acceder a las torres entre 35 y 36 se hace partiendo desde Abancay, se toma el

acceso que lleva al poblado de Atumpata Baja luego de recorrer aproximadamente

5.5 km; este carrozable está en buen estado en época de verano, en invierno hay

derrumbes y se pone liso.

Para acceder a las torres de la 38 a 48 se hace partiendo desde Abancay, se toma el

carrozable que lleva al poblado de Quisapata y después de recorrer

aproximadamente 18 km se llega al poblado. El carrozable es transitable en época de

verano, es estrecho sin pavimentar; en invierno hay derrumbes, se torna resbaladizo,

normalmente permanece nublado.

Para acceder a las torres entre 49 y 52 se hace partiendo desde la vía

Transoceánica, a la altura del grifo Luchito se toma un carrozable que lleva al poblado

de Rosaspata luego de haber andado una longitud de aproximadamente 8.3 km. El

carrozable es de una sola vía, y solo es transitable en época de verano y si se le hace

mantenimiento se puede avanzar otros 2 km acercando más hacia los sitios de torre;

a partir de donde llega el carro para llegar a los sitios de torre se hace por caminos de

herradura bastante estrechos y por zona de potreros.

Para acceder a las torres 52 a 63 se hace desde la vía Transoceánica Km 758.8 que

es la entrada al poblado de Graú y se avanza por este aproximadamente 8.1 km. Este

tramo está en buenas condiciones tanto en época de verano como de invierno, a

partir de este Km se busca el carrozable que lleva al poblado de Cruzpata se avanza

otros 8.6 km y se llega al final del carrozable, de este se parte a pie hasta llegar a las

torres 52 a 59 por caminos de herradura estrechos de bastante pendiente, también se

llega por potreros, de estas en adelante el carrozable cruza en varias oportunidades

la línea.

Para acceder a las torres 64 y 65 se hace desde la vía Transoceánica hay que pedir

permiso a Electro Sur Este para pasar por la oroya (taravita) que sirve para cruzar el

río Pachachaca, luego de pasarlo hay que buscar el camino de herradura que sirve

para llegar a estas.

Para acceder a las torres 72, 71 a 66 se hace desde la vía Transoceánica en el Km



434, allí se encuentra la entrada para los poblados de Chontay y Lucuchanga; se

avanza aproximadamente unos 5 km y se encuentra un camino de herradura que

accede a la 71, a partir de esta se busca los caminos de herradura para acceder a las

demás torres.

Para acceder a las torres entre 72 y 86 se hace desde la vía Transoceánica en el Km

433, allí se encuentra la entrada a los poblados de Accopampa y Waturo, hasta este

último poblado hay una distancia aproximada de 5 km desde la vía central. El acceso

es transitable en época de verano, y en invierno hay derrumbes; es una vía sin

pavimentar.

Para acceder a las torres entre 88 a 97 se hace desde la vía Transoceánica en el km

416 un poco antes de llegar al poblado de Casinchihua, en este km se encuentra la

entrada para el poblado de Chalhuani; de la vía pavimentada se avanza unos 8 km

aproximadamente, a esta altura se encuentra un camino de herradura estrecho que lo

lleva a la 88 después de un recorrido de aproximadamente 3 horas.

Para acceder a las torres 103 a 116 se hace desde la vía Transoceánica en el km

415, allí se encuentra la entrada al poblado de Pichirhua, desde Transoceánica al

poblado hay aproximadamente 8 km y de Pichirhua a Takibamba hay

aproximadamente 9 km. El primer acceso hasta Pichirhua está en buen estado y es

transitable aún en invierno, esta sin pavimentar y no es muy amplio; el segundo tramo

es transitable solo en época de verano, en invierno es intransitable, es de solo una

vía y le falta alcantarillas. Del carrozable al eje de la línea hay aproximadamente 2

km, estos se hacen caminando por potreros.

Para acceder a las torres entre 117 y 121 se hace desde la vía Transoceánica en el

Km 404; de este sitio se parte en caminata siguiendo el curso de una quebrada, y

después de haber caminado un Km aproximadamente se cruza la quebrada hacia el

costado derecho y se comienza a ganar altura hasta llegar a la 120. A partir de la 120

se busca caminos de herradura en algunos casos y en otros caminando casi que por

el eje de la línea, hasta llegar a cada uno de los sitios de torre.

Para acceder a las torres entre 122 y 127 se hace desde la vía Transoceánica a la

altura del Km 403 se encuentra un carrozable que lleva al poblado de Chapimarca, el

cual cruza la línea en varios puntos. Al llegar a la 122 se habrá recorrido

aproximadamente 4 km, a partir de este sitio para acceder a las demás torres se hace

caminando por el eje de la línea; el carrozable es transitable aún en época de

invierno, es estrecho y sin pavimentar.

Para entrar a las torres entre 128 y 131 se hace desde la vía Transoceánica a la

altura del Km 395 casi al frente de la entrada al poblado de Tintay. Para llegar a los

sitios de torre se hace caminando desde la vía principal, en algunos casos se

encuentran caminos de herradura y en otros casi sobre el eje de la línea.

Para acceder a las torres 132 a 134 se hace desde la Transoceánica en el Km 392,

para llegar a los sitios de torre se hace caminando por caminos de herradura y por el

eje de la línea.

En el Km 391 de la Transoceánica se encuentra el poblado de Santa Rosa y allí se

encuentra la entrada para el poblado de Antabamba, este carrozable sirve para

acceder a las torres 134 a 146. Es de anotar que este carrozable es transitable en

época de verano pero en invierno es transitable pero con bastante dificultad, hay

continuos derrumbes, y hay un sitio donde el río está socavando la banca o vía.

A aproximadamente 2 km del poblado de Santa Rosa se encuentra un carrozable que

lleva al poblado de Santiago; este sirve para acceder hacia las torres entre 135 y 141.



El carrozable que lleva al poblado de Antabamba va casi paralelo al tramo entre las

torres 141 a 146.

A aproximadamente 5 km del poblado de Santa Rosa, el carrozable cruza la línea

entre las torres 146 y 147. En este mismo sitio la línea cruza el río Antabamba, es

grande y caudaloso, no hay puente para cruzarlo, habían orollas (tarabitas) de

particulares pero el río se las ha llevado; por este sitio se accede hasta las torres 151.

Para acceder a las torres 151 a 160 se hace desde la Transoceánica a la altura del

Km 385, hay que cruzar el río Chalhuanca por un puente colgante y comenzar a

ascender por caminos de herradura los cuales son angostos. Llegar hasta la torre 152

se toma un tiempo aproximado de 4 horas caminando.

Para acceder a las torres entre 161 y 185 se hace desde el poblado de Pichiua, para

llegar a este se hace desde la partida en el poblado de Santa Rosa Km 391 de la vía

Transoceánica se toma el carrozable hacia el poblado de Antabamba a la altura del

Km 18, aproximadamente hay un puente metálico de una sola vía y que sirve para

cruzar el río Antabamba, y por este se llega a Pichiua después de haber andado

aproximadamente unos 8 km desde el carrozable a Antabamba, en Pichiua hay un

carrozable abandonado y en mal estado (carrozable hecho por mineros) el cual

acerca en unos 2 km al poblado de Ccheccasa. a partir del poblado de Ccheccasa se

comienza a caminar a cada uno de los sitios de torre, este desplazamiento toma

aproximadamente 3 ó 4 horas hasta llegar al eje de la línea; para efectuar los trabajos

de topografía y estudio de suelos el personal tuvo que acampar en la zona y llevar

sus víveres.

Para acceder a las torres entre 185 y 206 se accede de la vía Transoceánica a la

altura del Km 342 frente al Poblado de Chalhuanca, se toma el carrozable que lleva al

poblado de Yanaca el cual está sin pavimentar, es angosto, en verano se transita sin

problemas, en invierno hay derrumbes, normalmente permanece nublado, cruza en

varias oportunidades el eje de la línea. A la torre 202 se llega después de haber

recorrido aproximadamente 13 km, se continúa avanzando hasta la cima del cerro

donde hay una cruz. Aproximadamente al Km 20 de este sitio se parte a pie hacia las

torres 198 a 185, no hay caminos de herradura, el camino es bordeando los cerros y

en algunos casos por el eje de la línea.

La línea cruza el río Chalhuanca y vía Transoceánica en el Km 339 entre las torres

207 y 208.

Para acceder a las torres entre 209 y 218 se hace desde la Transoceánica a la altura

del km 339, hay que cruzar el río Chalhuanca y no hay puente, se debe hacer a pie

por camino de herradura hasta cierto sitio y de ahí en adelante por el eje de la línea,

potreros.

Para acceder a las torres entre 219 y 231 se hace partiendo por la vía Transoceánica

a la altura del Km 320 que es la entrada al poblado de Cotaruse, de este se parte por

un carrozable que están abriendo, se avanza aproximadamente 8.5 km que es hasta

donde entra el carro, se llega cerca al poblado de Huampojota. El acceso es de una

sola vía, esta sin alcantarillas, como está en construcción hay bastantes derrumbes;

desde donde lo deja el carro hasta el sitio de la torre 219 se toma un tiempo de 4

horas, en parte por camino de herradura, en parte por el eje de la línea.

Para acceder a las torres entre 232 y 235=262 se hace desde la vía Transoceánica a

la altura del Km 322, por caminos de herradura y por el eje de la línea.


altura del Km 322, que es la entrada para el poblado del Colca se avanza



aproximadamente unos 2 km y se llega al poblado, de este se debe dirigir hacia los

sitios de torre por caminos de herradura y en algunos casos por el eje de la línea.


Km 321, que es la entrada para el poblado de Pampamarca se llega a este luego de

haber recorrido aproximadamente 1.8 km, a partir de este se llega a pie por caminos

de herradura y en otros casos por el eje de la línea a cada uno de los sitios de torre.


altura del Km 318, allí se encuentra un camino de herradura bastante estrecho por el

cual se asciende hasta llegar a la torre 272, a partir de esta para llegar a los demás

sitios se debe hacer por el eje de la línea.


altura del Km 313.5, se toma un camino de herradura estrecho y se asciende hasta

llegar a la 278, a partir de esta para llegar a la T 279 se hace por el eje de la línea.


Km 313 que es la entrada para el poblado de Promesa, aquí existe un carrozable que

acerca a algunos sitios de torre pero la comunidad no permite usarlo, por

consiguiente el recorrido hay que hacerlo a pie.

Para acceder a la torre 288 se hace desde la vía Transoceánica a la altura del Km

310, allí se toma un camino de herradura estrecho el cual lo lleva al sitio de torre.

Para acceder a la torre 289 se hace desde la vía Transoceánica a la altura del Km

303, allí se toma un camino de herradura estrecho el cual lo lleva al sitio de torre.


altura del Km 299, allí se encuentra la entrada al poblado de Iscahuaca, por este se

avanza aproximadamente 2.5 km y se encuentra el eje de la línea, para llegar a los

sitios de torre se hace por camino de herradura y por el mismo eje de la línea, a partir

de la torre 295 hacia delante se puede acceder por el eje de la línea no hay

carrozables pero el terreno es una pampa donde se puede usar carros tipo 4*4.

También se puede acceder a las torres entre 296 y 302 desde la vía Transoceánica

en el Km 298, se entra por un carrozable tipo pampa hasta encontrar el eje de la

línea.

Como situación particular se advierte que el tramo entre las torres 146 y 233 es de muy

difícil acceso, por lo cual se considera que para estos sitios el transporte de materiales

sea helicoportado.

Acceso a la Subestación Suriray

Ubicación y accesibilidad

La ubicación del acceso a la Subestación Suriray 220/138 kV, se encuentra al Sur del

país, hacia el Noroeste de la ciudad del Cusco, se encuentra a una altitud promedio de

1580 m.s.n.m. En el siguiente cuadro se muestra coordenadas de la ruta.



Para llegar al futuro acceso de la Subestación de Suriray se accede por la ruta:

- Lima – Cuzco: 1150 km

- Cusco – Santa María: 208 km

- Santa María – Santa Teresa: 33 km

- Santa Teresa - Zona del Proyecto: 2 km

Detalle de la vía

El ancho de la vía del acceso de la SE Suriray varia a lo largo de todo su recorrido entre

4 m aproximadamente en el recorrido recto y 5m en las partes curvas de la vía.

La longitud de la vía de acceso es de 1.6 km aproximadamente.



Trabajos a realizar

Adecuación de vías de acceso

Explanación en corte de la vía en material común y eliminación, para disponer en

botaderos autorizados y ubicados por el contratista. Incluye remover, cargar, transportar

y disponer el material sobrante en los botaderos autorizados de acuerdo con los

requerimientos del Plan de Manejo Ambiental.

Explanación en Corte de la vía en roca y eliminación, para disponer en botaderos

autorizados. Incluye remover, cargar, transportar y disponer el material sobrante en los

botaderos autorizados de acuerdo con los requerimientos del Plan de Manejo Ambiental.

Explanación en relleno y compactación con material seleccionado de la excavación, de

acuerdo con el estudio de suelos realizado,

Reubicación y relocalización de obras existentes

Esta labor consiste en reubicar las obras existentes en la zona, las cuales pueden ser

abastos de agua existentes, caminos existentes de uso frecuente, cerramientos

afectados, cercos de división de predios y reservorios existentes afectados, entre otros.

Filtros y drenajes

Instalación de tuberías de alcantarillado y cunetas para aguas de lluvia.

Muros de contención

Instalación de muros de contención de concreto (muro de corona) y muros de contención

en gaviones

Empradizado

Empradrizacion de taludes de corte y relleno para adecuación de terreno

En el anexo N° 3 de descripción del proyecto se adjunta los planos de los accesos

nuevos considerados.

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

3.6.1 Descripción de la etapa de Diseño

3.6.1.1 Normas de diseño y construcción empleada

Para la ejecución del diseño de la línea de transmisión de la referencia se tuvo en cuenta

la siguiente documentación técnica y normas nacionales e internacionales.

Código Nacional de Electricidad – Suministro, vigente a partir de Julio del 2002.

Código Nacional de Electricidad Suministro - 2001



Código Nacional de Electricidad Utilización – 2006

Código Nacional de Electricidad Utilización – 2011

Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844.

Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844.

International Electrotechnical Commission (IEC).

Deutsche Industrie Normen (DIN).

American Society of Mechanical Engineers (ASME).

American National Standards Institute (ANSI).

Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE).

American Standard Association (ASA).

Transmission Line Reference Book 345 kV and Above

Norma técnica de calidad de los servicios eléctricos 1997

Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión segunda edición - Mejía Villegas

Transmission Line Reference Book de EPRI

Insulation Coordination for Power System de Andrew Hilleman

Norma IEEE 738

NESC

Guía para el diseño mecánico de líneas de transmisión del ASCE.

Normas para fabricación de aisladores de vidrio y para poliméricos.

Normas ASTM para la fabricación de conductores tipo ACAR y ACSR.

3.6.1.2 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:

- Menor afectación a zonas arqueológicas.

- Menor afectación a reservas naturales.

- Optimización en la localización de sitios de estructuras minimizando impactos

- Menor afectación predial (evitar en la medida de lo posible cruces por centros

urbanos y valles agrícolas).

- Mayor accesibilidad a la línea. Las estructuras se encuentran cercanas a caminos de

acceso existentes.

3.6.1.2 Faja de servidumbre

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

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

servidumbre; para el cual se ha determinado las distancias mínimas de las fajas 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° 3.6.1-1.



Cuadro No. 3.6.1 -1 Faja de Servidumbre

Anchos Mínimos de Fajas de Servidumbres

Tensión Nominal de la Línea

(kV)

Ancho

(metros)

220

145-115

25

20

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

Suministro – 2011

Se tomará como ancho de la zona de servidumbre lo establecido por el Código Nacional

de Electricidad – Suministro 2011, para línea a 220 kV, la cual es de un ancho de 25 m.

Se tomará como ancho de la zona de servidumbre la establecida por el Código Nacional

de Electricidad – Suministro 2011, para línea a 138 kV, la cual es de un ancho de 20 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

radiointerferencia en la faja de servidumbre.

3.6.1.3 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° 3.6.1-3.

Cuadro N° 3.6.1-3

Distancias verticales de seguridad de alambres, Conductores 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 0

00

m.s

.n.m

.

3 0

00

m.s

.n.m

.

4 0

00

m.s

.n.m

.

4 5

00

m.s

.n.m

.

1 0

00

m.s

.n.m

.

3 0

00

m.s

.n.m

.

4 0

00

m.s

.n.m

.

4 5

00

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



Naturaleza de la superficie que se

encuentra debajo de los alambres,

conductores o cables

1 0

00

m.s

.n.m

.

3 0

00

m.s

.n.m

.

4 0

00

m.s

.n.m

.

4 5

00

m.s

.n.m

.

1 0

00

m.s

.n.m

.

3 0

00

m.s

.n.m

.

4 0

00

m.s

.n.m

.

4 5

00

m.s

.n.m

.

220 kV 500 kV (*)

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 está

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

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

d. Más 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 fajas

de servidumbre de caminos pero que no sobresalen del 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 vehículo 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

3.6.1.4 Estructuras Metálicas

a. Siluetas Básicas

Teniendo en cuenta los criterios de diseño establecidos para este proyecto, las estructuras

a utilizar son en celosía metálica de acero galvanizado doble circuito vertical a 220 kV y

138 kV y circuito sencillo a 138 kV. En la Figura N° 3.6.1.4-1, Figura N° 3.6.1.4-2 y Figura

N° 3.6.1.4-2 se presenta el dimensionamiento mínimo de la cabeza de las torres de

suspensión y retención.



Figura N° 3.6.1.4-1 Dimensionamiento eléctrico para línea a 220 kV – Cotas entre 3000 y 4600

msnm



Figura N° 3.6.1.4-2 Dimensionamiento eléctrico para línea a 220 kV – Cotas menores a 3000

msnm



Dimensiones Principales [m]

f

f1 2.80

g f2 3.10

g 2.00

e 4.20

a da - V max 0.60

da Lc a - Vmax 72.5

e da - V prom 1.00

a - Vprom 60.0

Lc max 2.00

e f2

Aislamiento

Nota: La altura mínima de la base a la cruceta inferior es de 10 m

Figura N° 3.6.1.4-3 Dimensionamiento eléctrico para línea a 138 kV circuito doble

3.6.1.5 Selección y Coordinación de Aislamiento

En esta sección se presentan los resultados obtenidos en el diseño de aislamiento y

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

a. Aislamiento a frecuencia industrial

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

corta duración, mientras que el voltaje del sistema, aunque relativamente de poca

magnitud, ocasiona un esfuerzo permanente sobre el aislamiento. Estos esfuerzos

permanentes son importantes ya que contribuyen al envejecimiento del aislamiento,

llegando a ocurrir flameo si el aislamiento se reduce los suficiente por influencias externas

como son principalmente el estado del tiempo, el viento que reduce el espaciamiento,

depósitos contaminantes, etc.

En el diseño de aislamiento por sobrevoltajes de 60 Hz es necesario considerar el

esfuerzo permanente del voltaje de operación del sistema y los sobrevoltajes débilmente

atenuados con frecuencia cercana 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:



Cuadro N° 3.6.1.5-1 Característica de la LT a 220 kV por circuito

Ítem Descripción 2200 msnm 3000 msnm Fuente

Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación Línea - Neutro del sistema [kV]

133.37 133.37 Vf*1.05/(3)0.5

FS: Factor de Sobrevoltaje por sobretensiones temporales (1.4)

1.40 1.40 Constante [EPRI]

F:

Constante que tiene en cuenta los niveles de contaminación y el grado de mantenimiento de los aisladores

1.10 1.10

Normalización estructuras

Densidad relativa del aire a Tprom 0.71 0.61 Normalización

estructuras de ISA

F

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

1.41 1.64 Normalización

estructuras de ISA

H Humedad absoluta 9 3 Fig. A 10.1.2. y Fig. A 10.1.3.

de [EPRI]

FH: Factor de corrección de rigidez dieléctrica del aislamiento por humedad

1.01 1.10 Fig. A 10.1.2. y Fig. A 10.1.3.

de [EPRI]

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A

Los resultados obtenidos de su evaluación son:

Sobrevoltaje a 60 Hz (V60Hz) para cota promedio 3000 msnm: 370.5 kV

Distancia de arco seco (D): 1.40 m.

Por tanto, se requerirían 11 aisladores tipo estándar.

Sobrevoltaje a 60 Hz (V60Hz) para cota promedio 2200 msnm: 292.4 kV

Distancia de arco seco (D): 1.00 m


En este cálculo se empleó un factor de sobrevoltaje de 1.4, recomendado para casos de

sistemas sólidamente puestos a tierra.

La zona por la cual cruza la línea se considera de contaminación mínima. Por lo tanto, se

ha considerado el nivel I de la norma IEC 60815.

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

ángulo de balanceo permitido en la línea de transmisión.

b. Aislamiento contra sobre tensiones de maniobra

Los sobrevoltajes por maniobra son voltajes que aparecen en determinados puntos

debidos a operaciones de cierre o apertura de interruptores. Se pueden clasificar de

acuerdo con su origen:

- Energización de líneas.

- Recierre de líneas.

- 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 los sobrevoltajes dependen de las características del circuito, del

instante de la operación de apertura o cierre del circuito con respecto a la onda de voltaje

del sistema y de las características de los elementos del circuito.

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

crítica conductor - estructura y el ángulo de balanceo de las cadenas de aisladores de

suspensión. El nivel de aislamiento se determinó por el método determinístico, pero

basado en resultados probabilísticos de líneas de transmisión, como los presentados en el

“Transmission Line Reference Book”. Se consideró como parámetro de diseño un límite

máximo de una falla por cada 100 operaciones de maniobra de la línea.

Los sobrevoltajes por maniobra están dados por la expresión:

Cuadro N° 3.6.1.5-2 Aislamiento contra sobre tensiones por maniobra

Ítem Descripción 2200 msnm 3000 msnm Fuente

Vmax L-N: Máximo Voltaje de Operación

Línea - Neutro del sistema [kV] 133.37 133.37 Vf*1.05/(3)0.5

Fsm: Factor de Sobrevoltaje por

Maniobras 2.80 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 0.72 0.64

FCA = [/Hc]0.8

está en función de la densidad

relativa del aire () y del factor de corrección por

humedad (Hc=1): Normalización de

Estructuras Fuente: Consorcio Transmantaro S.A

Los resultados obtenidos de su evaluación son:

Sobrevoltaje de maniobra (VMAN) para cota promedio de 3000 msnm: 825.2 kV

Distancia en aire requerida (D): 2.00 m




Sobrevoltaje de maniobra (VMAN) para cota promedio de 2200 msnm: 731.2 kV

Distancia en aire requerida (D): 1.72 m


Dónde:

c. Distancias de aislamiento y longitud de cadena de aisladores A continuación se presenta las distancias de aislamiento para las líneas de 220 kV.

Cuadro N° 3.6.1.5-3 Distancias de aislamiento y longitud de cadena de aisladores

Línea

Distancias de aislamiento (m)

Frecuencia Industrial

Maniobra Descargas atmosféricas

Suriray – Abancay Nueva - Cotaruse 220 kV – cota promedio 3000 msnm

1.40 2.00 3.650

Machupicchu - Suriray 220 kV – cota promedio 2200 msnm

1.00 1.72 3.212

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A.- CTM

Del análisis de aislamiento se tiene que la longitud de la cadena de aisladores se define

por sobretensiones debido a descargas atmosféricas, la cual debe tener debe cumplir con

distancia de fuga y longitud de arco seco, tal como se presenta en el cuadro N° 3.7.4-4.

Cuadro N° 3.6.1.5-4 Longitud cadena de aisladores líneas de 220 kV

Línea Distancia de fuga

de 16 mm/kV [mm]

N° de aisladores (paso de 146

mm)

Longitud de cadena de aisladores (m)

Suriray – Abancay Nueva - Cotaruse 220 kV – cota promedio 3000 msnm

10800 25 4.95

Machupicchu - Suriray 220 kV – cota promedio 2200 msnm

9504 22 4.46

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A.- CTM

Los aisladores a utilizar serán aisladores poliméricos.



3.6.1.6.6 Tipos de fundación

a. Parrillas

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

superior a 2.0 metros. El diseño contempla la construcción de una parrilla metálica, 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 parrilla y el peso propio de la parrilla. En nivel de cimentación se

ubicará aproximadamente a 2.0 m de profundidad.

b. Zapata convencional en concreto

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

superior a 2.50 m. 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 m de profundidad.

c. 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 m 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° 3.6.1.6-1). La capacidad portante y la resistencia a la tracción de los

anclajes se calcularán en función de las propiedades geotécnicas del macizo rocoso.

Figura 3.6.1.6-1 Esquema del anclaje

Varilla o tubo de acero

Concreto hidráulico

P admisible

D

LT

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A - CTM



d. 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 m) 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..6.1.6-2). 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.

Figura N° 3.6.1.6-2 Esquema de la Pila de concreto

B

L Pila de concreto,

sección

cuadrada ó

circular

Tug admisible

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A – CTM

3.6.1.7 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.

Tierras capacitivas, indica el pliego

En el caso de no lograr el valor de resistencia de puesta a tierra requerido se pueden

utilizar descargadores en las fases para la protección del aislamiento de la línea y en los

casos que se requiera, se mantendrá la seguridad de vida humana con la instalación de

anillos equipotenciales en las torres para mantener los voltajes de paso y contacto dentro

valores tolerables.



Por lo general, el sistema más eficiente de puesta a tierra para líneas de transmisión

consiste en la instalación de las 4 varillas o la combinación de 4 varillas + contrapesos de

hasta 3 módulos de 30 m por pata. En zonas rocosas, cuando no es eficiente lograr la

resistencia de puesta a tierra mediante puestas a tierra convencionales (varillas +

contrapesos) se utiliza la opción de las puestas a tierra capacitivas que consisten en

reemplazar el terreno rocoso por Bentonita o sustancias de alta conductividad.

a. 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.

b. 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:

1

4*

**2 a

lLn

lR

Cuando l>>a

Dónde:

R = Resistencia en ohmios

Resistividad del terreno en 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.

c. 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

Dónde:

R : Resistencia de puesta a tierra en Ohmios

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.

d. 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

Dónde: 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

Dónde:

R : Resistencia en ohmios

R1 : Resistencia de una varilla en ohmios

n : Número de varillas

Rm : Resistencia mutua en ohmios

e. 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° 3.6.1.7 -1 Factor multiplicador para múltiples 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 Fuente: Consorcio Transmantaro S.A - CTM

f. 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.

La resistencia que se obtiene al conectar un cable de longitud l (metros) y radio a (metros),

enterrado a una profundidad d (metros), está dada por:

1

**4

*2*

* da

lLn

lR

Dónde:

R = Resistencia en ohmios = Resistividad del terreno en ohmios-metro

En cuanto al calibre del conductor a utilizar en los contrapesos, este debe cumplir con lo

indicado en el literal a) de la sección 060-812 del CNE de utilización, que indica lo

siguiente:

“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° 3.6.1.7-2

Sección mínima de conductores de tierra para sistemas 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.

3.6.1.8 Línea de Transmisión

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

cuadro N° 3.6.1.8-1.



Cuadro N° 3.6.1.8-1.Características técnicas principales de la línea de transmisión

DISEÑO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN MACHUPICCHU - ABANCAY - COTARUSE A 220 kV.

ASPECTOS TÉCNICOS DE LA LÍNEA

Potencia a transmitir

Normal: 250 MVA Contingencia: 300 MVA

Diseño: 350 MVA Condición de emergencia durante 30 minutos : 455 MVA

Nivel de tensión

220kV

Número de Circuitos

Un Circuito / Dos circuitos

Disposición de Fases

Estructuras doble circuito con dos (2) cables de guarda

Frecuencia Eléctrica

60Hz

Longitud aproximada

202.24 km

Conductor de fases

Conductor tipo ACAR, con calibres que permitan transportar el flujo máximo de potencia dentro de los límites de pérdidas totales exigidos.

Cable de guarda

Cable convencional, y Cable OPGW de al menos 24 fibras ópticas, Monomodo, 106 mm

2

Aisladores Aisladores poliméricos.

Tipo de Estructura

Estructuras en celosía autosoportadas de acero galvanizado

Puestas a Tierra

Se definirá el diseño dependiendo de la resistividad del terreno y la coordinación de aislamiento.

Zona de servidumbre

25 m


a. Longitud de recorrido

A continuación se presentan el recorrido de la línea de transmisión.

Cuadro N° 3.6.1.8-2 Línea de transmisión Machupicchu - Abancay - Cotaruse a

220 kV

Línea de transmisión Machupicchu - Abancay - Cotaruse a 220 kV

Línea Longitud (Km.)

Machupicchu II –Suriray a 220 kV 8.53

Suriray – Abancay Nueva a 220 kV 53.46

Subestación Abancay existente – Subestación Abancay Nueva 5.12

Abancay Nueva – Cotaruse a 220 kV 135.13 Fuente: Consorcio Transmantaro S.A – CTM.

b. Nivel de Aislamiento a 60 HZ Y BIL

A continuación se presenta el nivel de aislamiento a 60 HZ y BIL.



Cuadro N° 3.6.1.8-3 Nivel de Aislamiento a 60 HZ Y BIL

Descripción Unidad 220 kV 138 kV

Tensión asignada kV 245 145

Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo, a nivel de instalación

kVpico 1050 650

Tensión asignada soportada a frecuencia industrial kVrms 460 275 Fuente: Consorcio Transmantaro S.A – CTM.

c. Capacidad de transmisión por circuito

A continuación se presenta la capacidad de transmisión por circuito.

3.6.1.8-4 Capacidad de transmisión por circuito

Tramo de Línea No. de

Circuitos

Capacidad Transmisión

MVA(1)

Machupicchu –Suriray a 138 kV, 1 circuito en torres doble circuito 1 350

Suriray – Abancay Nueva a 220 kV, 2 circuitos 2 350

Abancay Nueva – Cotaruse a 220 kV, 2 circuitos 2 350

Reconfiguración línea de transmisión Cachimayo – Abancay a 138 kV en Cachimayo – Abancay Nueva y Abancay Nueva – Abancay Existente a 138 kV

2 120

(1) Potencia de diseño por circuito en MVA


d. Número de subconductores por fase

A continuación se presenta los números de subconductores por fase.

Cuadro N° 3.6.1.8-5 Número de subconductores por fase

Tramo de Línea Número de subconductores por

fase

Machupicchu –Suriray a 138 kV, 1 circuito en torres doble circuito

2

Suriray – Abancay Nueva a 220 kV, 2 circuitos 1

Abancay Nueva – Cotaruse a 220 kV, 2 circuitos 1

Reconfiguración línea de transmisión Cachimayo – Abancay a 138 kV en Cachimayo – Abancay Nueva y Abancay Nueva – Abancay Existente a 138 kV

1

Fuente: Consorcio Transmantaro S.A

e. Tipo, material y sección de los conductores

A continuación se presenta el tipo, material y sección de los conductores.



Cuadro N° 3.6.1.8-6 Tipo, material y sección de los conductores

Tramo de Línea Tipo Material Sección (mm²)

Machupicchu –Suriray a 220 kV ACAR 1200 (33/28) Aluminio/aleación 608

Suriray – Abancay Nueva a 220 kV, ACAR 1300(33/28) Aluminio/aleación 659

Abancay Nueva – Cotaruse a 220 kV ACAR 1300(33/28) Aluminio/aleación 659

Suriray – Cotaruse a 220 kV, ACAR 1300(33/28) Aluminio/aleación 659

Reconfiguración línea de transmisión Cachimayo – Abancay a 138 kV en las líneas Cachimayo – Abancay Nueva 138 kV y Abancay Nueva – Abancay Existente 138 kV

ACAR 500 (18/19) Aluminio/aleación 253


f. Tipos de Cable de Guarda

El cable seleccionado para la línea es del tipo OPGW de 24 fibras ópticas Monomodo ITU-

T.G652, atenuación máxima 0.23 dB/km@1550 nm y 0.25 dB/km@1625 nm; capa

exterior hilos de aluminio y acero recubierto con aluminio. Los niveles de cortocircuito de

las subestaciones asociadas al proyecto, indican que el máximo valor de corriente

monofásica es de 15 kA para 220 kV en Cotaruse y 5 kA en Abancay. Para la selección de

capacidad de los cables de guarda se tiene en cuenta el porcentaje de corriente que viaja

por estos, en este caso se toma un factor de distribución de corriente por la línea (Sf) del

40%, por lo que cada cable de guarda debe tener una capacidad equivalente al 20% de la

corriente máxima de corto circuito; es decir 3 kA para las líneas de 220 kV y 1 kA para la

línea de 138 kV.

El otro cable de guarda tipo convencional seleccionado será tipo acero 3/8” y ACSR

Bhrama.

g. Características de los aisladores

Las distancias de aislamiento recomendadas son las presentadas en la siguiente tabla:



Cuadro N° 3.6.1.8-7 Características de los aisladores

Línea Distancias de aislamiento [m]

Frecuencia industrial

Maniobra Descargas

atmosféricas

Machupicchu - Suriray – Abancay Nva - Cotaruse 220 kV - 3000<msnm<=4500

1.40 2.00 3.65

Machupicchu - Suriray – Abancay Nva - Cotaruse 220 kV – msnm<= 3000

1.00 1.72 3.21


3.6.1.9 Subestaciones

Dentro del Proyecto se contempla la construcción de las nuevas subestaciones Suriray

220 kV/138 kV y Abancay Nueva 220 kV/138 kV y la ampliación de las subestaciones

Machupicchu II 138 kV tal como se indica a continuación:

En la subestación Machupicchu II 138 kV existente, se construirá una (1) celda para la

conexión de la línea hacia la subestación Suriray 220 kV/138 kV, con una longitud

aproximada de 8,53 km. La celda de 138 kV asociada a esta línea, se conectará en serie

con la celda =70LRP propiedad de la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A

EGEMSA.

La subestación Suriray 220 kV/138 kV estará equipada con una (1) celda de

línea/autotransformador a 138 kV (para conexión de la línea proveniente de Machupicchu

II), con posibilidad de una configuración futura en barra sencilla para tres (3) celdas en 138

kV. En 220 kV tendrá una configuración de doble barra con seccionador de transferencia

equipada con una (1) celda de autotransformador (para conexión del banco de cuatro (4)

autotransformadores monofásicos de 75 MVA, uno (1) de los cuales será de reserva, para

un total de 225 MVA), una (1) celda de acople, una (1) celda para conexión del reactor de

barra de 30 MVAR, dos (2) celdas de línea (para conexión de las líneas hacia las

subestaciones Abancay Nueva 220 kV/138 kV y Cotaruse 220 kV con longitudes

aproximadas de 53,46 km y 188,59 km respectivamente) una (01) celda de línea (para la

conexión a la C.H. Santa Teresa de propiedad de Luz del Sur) a 220 kV., además contará

con espacio para ocho (8) celdas futuras.

La subestación Abancay Nueva 220 kV/138 kV tendrá una configuración de doble barra

con seccionador de transferencia en 220 kV equipada con dos (2) celdas de línea (para

conexión de las líneas hacia las subestaciones Suriray 220 kV/138 kV y Cotaruse 220 kV

con longitudes aproximadas de 53,46 km y 135,13 km respectivamente), una (1) celda de

acople, una (1) celda para conexión del reactor de barra de 30 MVAR, una (1) celda de

autotransformador (para conexión del banco de cuatro (4) autotransformadores

monofásicos de 40 MVA cada uno, uno (1) de los cuales será de reserva, para un total de

120 MVA) y con espacio para seis (6) celdas futuras. En 138 kV tendrá una configuración

de barra sencilla, equipada con una (1) celda de autotransformador, dos (2) celdas de

línea (para conexión de las líneas hacia las subestaciones Abancay existente 138 kV y

Cachimayo 138 kV con longitudes aproximadas de 5,12 km y 95,50 km respectivamente)

además contará con espacio para 3 celdas futuras a este nivel de tensión.



Para la conexión de la subestación Abancay Nueva 220 kV/138 kV a las subestaciones

Abancay 138 kV y Cachimayo 138 kV existentes se realizará una variante de la línea

Abancay Nueva-Cachimayo (de 5,12 km aproximadamente), con lo que no se prevé la

construcción de celdas nuevas en estas dos subestaciones.

A.- Ubicación de las Subestaciones

La ubicación de las subestaciones objeto de este Proyecto, se encuentra en el sector central

de Perú. En el siguiente mapa se puede apreciar su localización:


INFORME FINAL REV. 0 CESEL Ingenieros

CSL-112900-IT-11-01 Setiembre 2013

Figura N° 3.6.1.9 – 1 Ubicación de las Subestaciones del proyecto




La subestación Machupicchu II 138 kV existente y la nueva subestación Suriray 220

kV/138 kV, están ubicadas en el departamento de Cuzco (1791 msnm y 1665 msnm

respectivamente), al igual que las subestación Cachimayo 138 kV existente.

La subestación Abancay Nueva 220 kV/138 kV y la subestación Cotaruse 220 kV existente

están ubicadas en el departamento de Apurímac (3910 msnm y 4120 msnm

respectivamente), al igual que las subestación Abancay 138 kV existente.

B.- Normas de diseño y construcción empleados

Como norma de diseño, se empleará fundamentalmente el Código Nacional de

Electricidad. De ser necesario, se complementará con normas internacionales como IEC,

ANSI/IEEE, VDE, NEMA, ASTM, NESC, NFPA.

C.- Características técnicas de las Subestaciones

a) Descripción General del Patio de Llaves

Las subestaciones para los niveles de tensión 220 kV y 138 kV serán del tipo convencional,

excepto la ampliación de la subestación Machupicchu II que será del tipo híbrido; con

niveles de conexión y distancias eléctricas conforme al nivel de aislamiento, determinados

según el nivel de tensión asignado de 245 kV y 138 kV, teniendo en cuenta la altura de

ubicación de las instalaciones.

Se tendrán conformados patios de llaves, patios de transformación, edificios de control y

casetas de relés ubicadas en el patio de llaves en las celdas de conexión de acuerdo a los

requerimientos de cada subestación.

El coeficiente de contaminación que se considera para las instalaciones es de 25 mm/kV,

valor con el que se seleccionarán las cadenas de aisladores poliméricos a instalar.

El nivel sísmico en las instalaciones considera una aceleración horizontal a nivel de terreno

de 0,5 g y 0,4 g para la aceleración vertical.

La velocidad de viento en la zona del Proyecto considerada en los diseños es de 90 km/h.

Las conexiones superiores y de entrada de circuitos serán realizadas sobre estructuras

metálicas tipo celosía; los soportes de los equipos serán también en estructuras tipo celosía.

Se dispondrá accesos para el mantenimiento de los equipos y para las diferentes áreas en

las que se ubiquen equipos de los patios de llaves.

Configuración de las Subestaciones

La configuración para las subestaciones nuevas en el nivel de tensión 220 kV será doble

barra con seccionador de transferencia, cuya característica principal es reunir las ventajas

de las configuraciones doble barra y barra principal y de transferencia, logrando de esta

manera aumentar la flexibilidad y la confiabilidad de la subestación. Operándola como doble

barra, permite separar circuitos en cada una de las barras, así se puede dividir sistemas o

conectar circuitos provenientes de una misma fuente a cada una de ellas sin requerir cruces



en las entradas de líneas, aumentando de esta forma la flexibilidad de la subestación.

Convirtiendo una de las barras en barra de transferencia para conectar un circuito en

transferencia se puede realizar mantenimiento del interruptor asociado al circuito,

manteniendo el servicio del circuito aumentando de esta forma la confiabilidad de la

instalación.

La ampliación de la subestación Machupicchu II, será un campo de línea en 138 kV y un

pórtico de salida.

b) Nivel de Aislamiento

El nivel de tensión asignado para las instalaciones es de 245 kV para el sistema de 220 kV y

145 kV para el sistema de 138 kV.

El nivel de aislamiento para la altura de instalación de las obras es el siguiente:

Cuadro N° 3.6.1.9-1 Nivel de Aislamiento

DESCRIPCIÓN UNIDAD 220 kV 138 kV

Tensión nominal kV 220 138

Tensión asignada del equipo kV 245 145

Frecuencia asignada Hz 60 60

Nivel básico de aislamiento asignado al impulso tipo rayo (LWIL)

Subestación Machupicchu II kV - 650

Subestación Suriray kV 1050 650

Subestación Abancay Nueva kV 1300 750

Nivel de tensión asignado soportado al impulso tipo maniobra (SWIL)

Subestación Abancay Nueva kV 950 -

Nivel de tensión asignado soportado a la frecuencia industrial

Subestación Machupicchu II kV - 275

Subestación Suriray kV 460 275

Subestación Abancay Nueva kV 520 325




D.- Descripción del tipo de equipamiento

El equipamiento que se instalará en la subestación es de tipo convencional, seleccionado

con un coeficiente de fuga de 25 mm/kV para tener en cuenta las condiciones ambientales

presentes en los sitios de las subestaciones.

Las celdas que se instalarán en las subestaciones serán las siguientes:

a) Ampliación Subestación Machupicchu II 138 kV

Una (1) celda de línea en 138 kV para la conexión de la línea hacia la subestación Suriray

220 kV/138 kV

b) Subestación Suriray 220 kV/138 kV

Una (1) celda de línea/autotransformador en 138 kV para la conexión de la línea

proveniente de la subestación Machupicchu II.

Una (1) celda de autotransformador en 220 kV

Una (1) celda para la conexión a la barra de 220 kV de un reactor trifásico de 30 Mvar

Una (1) celda de acople en 220 kV

Dos (2) celdas de línea hacia las subestaciones Abancay Nueva 220 kV/138 kV y

Cotaruse 220 kV.

Una (1) celda de línea hacia la C.H. Santa Teresa en 220 kV. (propiedad de Luz del Sur).

Espacio disponible para ocho (8) celdas futuras en 220 kV y tres (3) en 138 kV

c) Subestación Abancay Nueva 220 kV/138 kV

Dos (2) celdas de línea hacia las subestaciones Suriray 220 kV/138 kV y Cotaruse 220 kV

Una (1) celda para la conexión a la barra de 220 kV de un reactor trifásico de 30 Mvar

Una (1) celda de acople en 220 kV



Dos (2) celdas de línea hacia las subestaciones existentes Abancay 138 kV y Cachimayo

138 kV

Espacio disponible para seis (6) celdas futuras en 220 kV y tres (3) en 138 kV

E.- Características de los interruptores

Los interruptores que se instalarán serán del tipo tanque vivo, tendrán extinción del arco

en SF6, accionamiento monopolar y tripolar y mando local y/o remoto.

Los interruptores tendrán las siguientes características generales:



Cuadro N° 3.6.1.9-2

Características de los Interruptores


Medio de extinción SF6 SF6

Tensión asignada kV 245 145

Corriente asignada en servicio continuo A 2500 1250

Poder de corte asignado en cortocircuito kA 40 31,5

Duración del cortocircuito asignado s 1 1

Tiempo total de apertura ms 50 50

Secuencia de operación

a) Maniobra de autotransformadores y reactores

CO-15s-CO CO-15s-CO

b) Maniobra de líneas de transmisión O-0,3s-CO-3min-CO O-0,3s-CO-3min-CO


F.- Características de los Seccionadores

Los seccionadores serán tipo semi-pantógrafo y doble apertura para 220 kV y doble

apertura para 138 kV, motorizados con mando local y remoto y sus características

generales son las siguientes.

Cuadro N° 3.6.1.9-3

Características de los Seccionadores


Tipo de ejecución Exterior Exterior

Corriente asignada en servicio continuo A 2500 125


Duración del cortocircuito asignado s 1 1


G.- Características de los Transformadores de corriente

Los transformadores de corriente tendrán las siguientes características principales:

Cuadro N° 3.6.1.9-4

Características de los Transformadores de corriente


Corriente asignada en servicio continuo A 2500-1250 1250-625

Corriente secundaria asignada A 1 1


Duración del cortocircuito asignada s 1 1

Características núcleos de medida

a) Clase de precisión 0,2S 0,2S




b) Carga de precisión VA 5 5

c) Factor de seguridad 10 10

Características núcleos de protección

a) Clase de precisión 5P 5P

b) Carga de precisión VA 10 10

c) Factor de seguridad 20 30


H.- Características de los Transformadores de Tensión

Los transformadores de tensión serán del tipo capacitivo, inmersos en aceite, con las

siguientes características:

Cuadro N° 3.6.1.9-5

Características de los Transformadores de Tensión


Número de devanados secundarios 2 2

Tensión secundaria para el sistema V 110/√3 110/√3

Relación de transformación asignada 2000 1254,54

Clase de precisión entre el 25% y el 100% de la carga de precisión

a) Entre el 5% y el 80% de la tensión asignada 3P 3P

b) Entre el 80% y el 120% de la tensión asignada 0,2 0,2

c) Entre el 120% y el 150% de la tensión asignada 3P 3P

Carga de precisión de los devanados secundarios VA 10 10


I.- Características de los Pararrayos

Los pararrayos serán de ZnO, a instalar con contadores de descarga, con las siguientes

características principales:

Cuadro N° 3.6.1.9-6 Características de los Pararrayos

Descripción Unidad 220 kV 138 kV 24 kV

Tensión asignada kV 198 120 30

Tensión continua de operación kV 142 96 24

Corriente de descarga asignada kA 10 10 10

Corriente asignada del dispositivo de alivio de presión kA 40 31,5 25

Clase de descarga de línea 4 3 2




J.- Características de los Autotransformadores de Potencia

En las subestaciones Suriray y Abancay Nueva se instalarán bancos de

autotransformadores compuestos por cuatro (4) unidades monofásicas, disponiendo una

unidad de reserva, que tendrán un devanado terciario para alimentación de los servicios

auxiliares.

Las características principales de las unidades serán las siguientes:

Cuadro N° 3.6.1.9-7 Características de los Autotransformadores de Potencia

Descripción Unidad Suriray Abancay Nueva

Tensión asignada

a) Devanado de alta tensión kV 220/3 220/3

b) Devanado de baja tensión kV 138/3 138/3

c) Devanado terciario kV 22,9 22,9

Tipo de refrigeración ONAN/ONAF1/ONAF2 ONAN/ONAF1/ONAF2

Conexión del autotransformador YN, a0, d1 YN, a0, d1

Conexión del neutro kV Sólido a tierra Sólido a tierra

Potencia de transformación requerida MVA 135/180/225 75/100/120

Cambiador de tomas bajo carga

a) Localización Terminal de línea de

devanado 2 Terminal de línea de

devanado 2

b) Pasos positivos 10 10

c) Pasos negativos 10 10

d) Porcentaje de los pasos % 1 1


K.- Características de los Reactores de Barra

En las subestaciones Suriray y Abancay Nueva se instalarán reactores de barra trifásicos,

conectados a tierra directamente. Las características principales serán las siguientes:

Cuadro N° 3.6.1.9-7 Características de los Reactores de Barra

Descripción Unidad Valor

Tensión asignada

Tipo Trifásico

a) Buje de alta tensión kV 220

b) Buje de neutro kV 24

Potencia asignada Mvar 30

Tipo de refrigeración ONAN

Conexión del neutro Sólido a tierra




L.- Sistemas de Protección, medición, control y maniobra

El sistema de automatización de las nuevas subestaciones (SAS), será basado en la

norma IEC 61850. Estará constituido por una serie de controladores de campo (uno por

cada celda para 220 kV y 138 kV), que constituyen el Nivel 1 de control, integrados en una

red LAN, un sistema central de supervisión general de la subestación (compuesto por dos

unidades de estación), que constituye el Nivel 2 de control y un sistema de supervisión y

control remoto en tiempo real de las subestaciones, que constituye el Nivel 3 de control.

A través de enlaces de datos de telecontrol, los SAS intercambiarán con los Centros de

Control de REP, toda la información operativa necesaria para operar remotamente las

subestaciones. De esta manera el operador del Centro de Control podrá maniobrar

interruptores y seccionadores, reponer las protecciones, y ejecutar otros comandos.

El alcance para el sistema de control comprende la implementación del control de Nivel 0

desde las cajas de mando de los equipos en el patio, el suministro y la instalación de los

gabinetes de control de celda (Nivel 1) y el cableado de todas las señales hasta dichos

gabinetes, la red de datos del SAS, el sistema de control centralizado desde la sala de

control de la subestación (Nivel 2) y su comunicación remota con los dos (2) Centros de

Control de REP (Nivel 3).

La protección del sistema de transmisión considerará un sistema conformado por las

siguientes protecciones, teniendo en cuenta las recomendaciones de REP para el

proyecto:

Las líneas a 138 kV contarán con una protección principal (PP) conformada por un (1) relé

multifunción con protección de distancia de fases y de tierra (21/21N) con funciones de

sobrecorriente direccional de tierra (67N), recierre (79), verificación de sincronismo (25),

sobretensión (59), bajatensión (27), registro y localización de fallas. Y una protección

secundaria (PS) conformada por un relé multifunción con protección diferencial de línea

(87L), con funciones de distancia de fases y de tierra (21/21N), sobrecorriente direccional

de tierra (67N), recierre (79), verificación de sincronismo (25), sobretensión (59),

bajatensión (27), registro y localización de fallas.

Las líneas a 220 kV en las subestaciones Suriray y Abancay Nueva contarán con PP y PS

conformadas por dos (2) relés multifunción con protecciones diferenciales de línea (87L),

con funciones de distancia de fases y de tierra (21/21N), sobrecorriente direccional de

tierra (67N), recierre (79), verificación de sincronismo (25), sobretensión (59), bajatensión

(27), registro y localización de fallas.

Para estas subestaciones, en ambos niveles de tensión, la función de la protección falla

interruptor (50BF) estará integrada a la protección diferencial de barras (87B). Y se

tendrán también relés de emisión y recepción de disparo transferido (85).

Para la subestación Cotaruse se tendrán PP y PS conformadas por dos (2) relés

multifunción con protecciones diferenciales de línea (87L), con funciones de distancia de

fases y de tierra (21/21N), sobrecorriente direccional de tierra (67N), sobretensión (59),

baja tensión (27), registro y localización de fallas.



La función de recierre (79) y verificación de sincronismo (25) se hace con relé

independiente al sistema de protección de línea. La protección falla interruptor (50BF) está

integrada a la protección diferencial de barras (87B) para las celdas de conexión al anillo y

las celdas de los cortes de barra; para la celda del corte central la protección falla

interruptor (50BF) estará integrada con el relé de recierre (79) y verificación de

sincronismo (25). Y se tendrán también relés de emisión y recepción de disparo

transferido (85).

Los bancos de autotransformadores en 220 kV contarán con un sistema de protección

principal usando un relé diferencial (87T) con función de sobreexcitación (24) y como

protección secundaria con un relé de sobre corriente de fases (50/51) y de neutro

(50N/51N), con funciones de sobretensión (59), baja tensión (27), sobrecarga (49) y

verificación de sincronismo (25).

Para el lado de 138 kV tendrá como protección secundaria un relé sobre corriente de fases

(50/51) y de neutro (50N/51N), con funciones de sobretensión (59), baja tensión (27),

sobrecarga (49) y verificación de sincronismo (25).

Para la protección del terciario (22,9 kV) y protección del transformador de servicios

auxiliares se tendrá una protección diferencial (87T) con funciones de sobre corriente de

tierra residual (50G/51G).

Las anteriores protecciones se complementan con las protecciones mecánicas de los

autotransformadores.

Los reactores de barra contarán con un sistema de protección principal con un relé

diferencial (87R/87RN) con función de sobreexcitación (24) y sobrecarga (49); y protección

secundaria con un relé de sobre corriente de fases (50/51) y de neutro (50N/51N) con

funciones de sobretensión (59), baja tensión (27) y sobrecarga (49).

Las anteriores protecciones se complementan con las protecciones mecánicas de los

reactores.

Se contará con un relé de mando sincronizado para el interruptor asociado a cada reactor.

Las celdas de acople tendrán un relé de sobre corriente de fases (50/51) y de neutro

(50N/51N) con función de verificación de sincronismo (25).

Las subestaciones tendrán protección diferencial de barras (87B) de tipo distribuido con

todos los requerimientos para conexión de las celdas y las previsiones futuras.

Para cada interruptor se tendrán relés de disparo y bloqueo (86) y relés de supervisión del

circuito de disparo (74) por cada fase y para las dos bobinas.

Cada celda contará con registrador de fallas.

Se trasladará del actual gabinete de control y protección de la subestación Abancay

existente, hacia la subestación Abancay Nueva para el control y protección la línea

Abancay Nueva – Cachimayo 138 kV.



Adicionalmente, para la subestación Abancay existente se suministrarán dos gabinetes

para el control y protección de la línea Abancay Nueva – Abancay 138 kV, con el esquema

de protecciones descrito anteriormente.

M.- Descripción de sistema de telecontrol, telemando y adquisición de datos

La arquitectura del SAS considera dentro de la estructura jerárquica de control de la

subestación, el nivel 3 que permite el telecontrol, adquisición de datos y telemando de

equipos de maniobra de la instalación desde los dos (2) Centros de Control de REP (San

Isidro con respaldo en Socabaya), mediante un servidor con protocolo normalizado IEC

60870-5-101/104 (SCADA) y servidor de acceso WEB en protocolo TCP/IP.

Los datos que requieren ser enviados al COES se consolidarán en el centro de control de

REP y serán integrados a la información que se envía mediante protocolo IEC 60870-5-

101.

N.- Descripción del sistema de comunicaciones

El sistema de comunicaciones estará conformado por los sistemas que se describen a

continuación:

O.- Sistema de fibra óptica

Se implementará un sistema de telecomunicaciones soportado por fibras ópticas,

mediante las cuales se conformará una red portadora como sistema principal.

La red de fibra óptica se implementará mediante la instalación de cables del tipo OPGW y

sus respectivos equipos activos de telecomunicaciones, en las líneas que enlazan a las

subestaciones Machupicchu II 138 kV, Suriray 220 kV/138 kV, Abancay Nueva 220 kV/138

kV, Abancay 138 kV y Cotaruse 220 kV.

Esta red soportará los servicios de teleprotección, voz y datos, tanto a nivel operativo

como administrativo requeridos para las subestaciones asociadas al Proyecto.

Dado que se trasladará del actual gabinete comunicaciones desde la subestación Abancay

existente, hacia la subestación Abancay Nueva, para las comunicaciones de la línea

Abancay Nueva – Cachimayo 138 kV, y por tratarse de una línea existente, esté enlace no

contará con sistema de fibra óptica.

P.- Sistema de portadora por línea de potencia – PLP.

Como sistema de respaldo se implementará un sistema por onda Portadora por Línea de

Potencia – PLP para las líneas de transmisión asociadas a las subestaciones

mencionadas.

Este sistema servirá para la comunicación de las señales de protección de respaldo

(teleprotección de respaldo), soportará además la comunicación de voz

operativa/administrativa y de datos de baja velocidad asociados con el sistema SCADA de

las subestaciones.



Q.- Otros Sistemas de Comunicaciones

Se contará además con un sistema de comunicaciones de respaldo para emergencia

soportado en un medio satelital en caso de contingencia de los dos sistemas

mencionados, el cual se empleará para comunicación de datos SCADA y voz.

R.- Puesta a Tierra

El cálculo de la corriente de diseño se efectuará empleando el método recomendado por la

norma IEEE Std 80 realizando estudios de distribución de corriente y determinando la

condición de falla que produzca la mayor circulación de corriente por la malla y realizando

mediciones de la resistividad eléctrica en los lotes de las subestaciones.

El diseño incluirá la retícula principal enterrada a una profundidad de 0,5 m y conexiones a

equipos y estructuras, en cable de cobre de 107 mm2 en el área de equipos del patio de

llaves. Se incluirán también las varillas de cobre de 1,8 m y diámetro de 16 mm necesarias

para puesta a tierra de los cables de guarda y pararrayos para considerar las descargas

de alta frecuencia. Se utilizará una capa de grava mínimo de 10 cm de espesor para cubrir

el patio de conexiones en las zonas de instalación de equipos.

Los cables de guarda de las líneas se conectarán a la malla de tierra de la subestación. En

el patio se conectarán todas las estructuras metálicas de equipos, las estructuras de

soporte de barras y demás elementos metálicos.

3.7 Descripción de la etapa de construcción del proyecto 3.7.1 Líneas de Transmisión

Las actividades para la construcción de la línea de transmisión se dividen en obras civiles y

montaje del equipamiento electromecánico.

a) Las obras civiles comprenderán:

Despeje y preparación del área.

Se realizara la limpieza puntual del lugar donde se ubicara las patas de cada

estructura. Asimismo para el tendido de los conductores por donde pasara el trazo de

la línea de transmisión, se realizará el desbroce y corte necesario dentro de la faja de

servidumbre. También se tendrá en consideración la distancia de seguridad vertical

que exige el código nacional de electricidad para niveles de tensión de 220 kV.

Instalación de almacenes y oficinas.

Se instalaran almacenes y oficinas que servirán para la dirección, y ejecución del

proyecto las cuales estarían ubicadas en los distritos como Cotaruse, Chalhuanca,

Abancay, Cachora y Santa Teresa,



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 tendrán por objeto nivelar superficies, etc.

Excavaciones

Estas excavaciones estarán dadas en función de los alineamientos, cotas y

dimensiones consignadas en los planos de detalle, y su dimensión y profundidad

serán aprobadas considerando el tipo de suelo, el tipo de torre y los perfiles

diagonales del terreno.

Encontramos dos tipos de excavaciones y son los siguientes:

- Excavación en material suelto.

- Excavación en roca.

La excavación podrá ejecutarse con cualquier equipo que sea adecuado para este

tipo de trabajo.

Luego que se ha terminado la excavación de una torre se debe controlar la sección

de excavación en el fondo, controlar el nivel del fondo de la excavación con relación a

la estaca central y medir la profundidad de la excavación con relación al punto más

bajo del borde de la excavación y en el caso de fundaciones tipo cilindro, se

controlara la inclinación de la excavación.

Debido a que en la excavación pueda existir algún tipo de peligro que pueda afectar

la seguridad del personal o que podrían detener o retardar los trabajos del campo es

necesario tomar las medidas del caso para mantener los perfiles teóricos del trazado

de la línea, es decir impidiendo derrumbes y desprendimientos de piedra.

Para las excavaciones en roca para las áreas sensibles (ANP Machupicchu, ACR

Choquequirao y Santuario del Ampay) se utilizarán los siguientes métodos para las

excavaciones:

Método manual con barra.

Martillo de punta neumático.

Martillo de punta eléctrico.

Cemento expansivo.

Método manual con barra: es aplicable solamente para rocas muy fraccionadas o

areniscas de baja dureza. La excavación se acomete, pero con unos rendimientos

muy bajos, que generalmente no dan la economía necesaria al constructor, por ello

prefieren la implementación de equipos de apoyo, tales como martillos eléctricos o

neumáticos.



Método del martillo neumático: se transporta al sitio de la excavación un

compresor, al cual se le conecta un martillo neumático de punta. Se va picando poco

a poco la formación rocosa, de manera que se hace la excavación en el contorno

requerido y de manera controlada. Tenemos como limitación, que el compresor es un

equipo pesado que solamente puede ser transportado en un vehículo (generalmente

arrastrado), por lo que en líneas de transmisión su uso es limitado, solamente para

las torres que tengan accesos carrozables.



En este grupo podemos incluir el equipo denominado “Retromartillo”, que es una

retroexcavadora a la cual le cambian el cucharón de excavación por un martillo

accionado por el sistema hidráulico de la máquina. Es más eficiente que el martillo

neumático, pero tiene las mismas limitaciones en cuanto al requerimiento del acceso

carrozable, Adicionalmente no aplica en sitios de torre con fuerte pendiente o de

espacio reducido y su utilización es solamente justificable para un volumen

considerable de excavación en roca (varias torres).

RETROMARTILLO



3. Martillo eléctrico: Una pequeña planta de energía de 5 HP (portátil), suministra

energía a un martillo eléctrico, de manera que se va picando poco a poco la

formación rocosa y se hace la excavación en el contorno requerido y de manera

controlada. Se tiene la ventaja que estos equipos se pueden llevar a todos los sitios

de torre, tengan acceso carrozable o no. Su desventaja radica en que el proceso es

más lento y menos efectivo que el martillo neumático.

PLANTA ELECTRICA PORTATIL

MARTILLO ELECTRICO Y HERRAMIENTAS

4. Cemento expansivo: con un taladro eléctrico (accionado con una planta portátil

similar a la indicada en el punto anterior), se hacen perforaciones y se aplica un

cemento expansivo. Se esperan 12 horas y el proceso de expansión hace que la roca

se rompa. El material también puede ser utilizado en las grietas de las rocas. Su

limitación radica básicamente en el suministro del producto (país, etc) y en la demora

del proceso, sin embargo cuando los trabajos están bien programados, su utilización



puede ser tan eficiente como con los métodos anteriores.

Fundaciones

El diseño de las fundaciones estará a cargo del área de diseño, que partiendo de los

datos de esfuerzo de torres a nivel de fundaciones, los valores y tipos de suelos

encontrados en el estudio geotécnico, definirá y diseñara las fundaciones

correspondientes.

Relleno y protección de área alrededor de bloques de hormigón.

Para colocar el hormigón debe observar lo siguiente:



Composición

- El concreto se compondrá de cemento de la marca aceptada, agua, agregado fino,

agregado grueso y aditivos.

Materiales

- El cemento será aprobado y deberá comprobar la veracidad de sus propiedades

comprobando que el cemento no esté fraguado y esté en buenas condiciones.

- El agua empleada en la mezcla de concreto, debe tener un contextura clara y

limpia sin sustancias orgánicas que puedan alterar la composición y la puedan

contaminar, de forma igual debe ser con los recipientes que se maneja el agua.

- Agregado fino: los agregados utilizados serán los indicados por el laboratorio y de

yacimientos aprobados. No deberán contener cantidades dañinas u otras

sustancias perjudiciales, el agregado fino consiste en arena natural con las

condiciones anteriores que cumplan los límites de granulometría establecidos en

la norma.

- Agregado grueso: a igual que las condiciones del agregado fino, pero este

consiste de roca triturada o de grava obtenida de fuentes naturales, y deberá estar

formado por partículas duras y resistentes y sin materiales extraños.

- Aditivos: los aditivos deberán ser medidos en peso, los plásticos o líquidos en

peso y volumen y deberá verificarse que los receptáculos que se usen cumplan

las condiciones de volumen establecidas para la dosificación.

Estructura de concreto (equipos y proceso de mezclado)

- Dosificación: debe verificarse que la dosificación del concreto sea la indicada por

el laboratorio y tendrá por objeto asegurar un concreto plástico, manejable y

apropiado para las condiciones de colocación y un producto que tenga resistencia,

durabilidad, impermeabilidad.

- Mezclado: debe realizarse en mezcladoras un tipo aprobado por la supervisión y

que la capacidad nominal de la concretera no se sobrepase los tiempos mínimos

de mezclado así que el tiempo de mezcla se medirá desde el momento en que

todos los materiales sólidos se encuentren en el tambor de mezclado de tal forma

que el agua se haya añadido completamente. El equipo y los métodos para

mezclar concreto serán los que produzcan uniformidad en la consistencia.

- Vaciado de concreto: se realizara con la aprobación de la supervisión y de

acuerdo a las normas, en la colocación deberá llevarse el concreto a los rincones

y ángulos del encofrado y alrededor de las varillas se armadura y de las piezas

empotradas.

Para el vaciado del concreto debe autorizarse que:

- El hierro de refuerzo deberá corresponder en calidad y diámetro al diseño.



- Las medidas entre dobleces deberán corresponder a las de los planos de

hierro.

- El hierro deberá estar sin manchas de aceite, grasa, petróleo, pintura, etc. Y

no tener oxido suelto.

- El fondo de la excavación debe estar húmedo, sin lodo sin basuras como

papeles, latas madera, aserrín, ramas, etc. Sin tierra suelta y sin pozas de

agua.

- Las puestas de tierra de las estructuras quedan embebidas en el hormigón y

debe verificarse que ya se ha instalado adecuadamente el cable de puesta a

tierra controlándose la colocación del conector y el cable respectivo en la

parte correspondiente.

- Consolidación del concreto: la vibración del concreto deberá realizarse por

medio de vibradores a inmersión accionados reumáticamente y se deberá efectuar

evitando que el vibrador toque los hierros de refuerzo y el stub. Se utilizara el

tiempo de vibración recomendable entre 5 y 15 segundos y en puntos distanciados

de 45ª 75 cm. El vibrador debe ser utilizado a la entrada y salida en forma vertical

e insertada a la profundidad total de la capa vaciada y no deberá ser arrastrado a

través del concreto.

- Hormigonada en frío: se recomienda en tiempo frío, cuando la temperatura sea

menor de 5°C y si al colocarse el concreto este se congela antes de alcanzar

aproximadamente lo 35 kg/cm2, deberá ser retirado.

- Hormigonada en tiempo caluroso: El objeto principal será mantener el concreto

frío, por ello se mantendrá los agregados cubiertos mediante riego, obtener el

agua más fría posible, regar los encofrados abundantes; previos al vaciado cubrir

el concreto con los instrumentos adecuados e iniciar a la brevedad el curado y de

preferencia efectuarlo mediante provisión de agua.

Transporte de materiales para rellenos.

Se transportaran materiales para el relleno respectivo de las fundaciones mediante

camiones de carga en los lugares que se cuente con las vías de acceso disponibles.

A los lugares de acceso peatonal se utilizaran el apoyo de acémilas para el transporte

de los mismos.

b) El Montaje de los equipos electromecánicos comprenderá:

- Montaje de las estructuras de suspensión, retención.

Las estructuras serán montadas de acuerdo con el método propuesto y aprobado y se

evitaran esfuerzos excesivos en los elementos de la estructura particularmente en

aquellas que se levanten ya ensambladas, Para el fin es importante que los puntos de

la estructura donde se fijen los cables de montaje sean elegidos adecuadamente. A lo

largo de todo el montaje se evitaran daños al galvanizado.



- Preparación y control del galvanizado de los elementos

Antes del montaje, todas las superficies de acero galvanizado serán limpiadas de

todo elemento extraño acumulado durante el transporte y el almacenamiento.

Se tomarán las respectivas precauciones para evitar que ninguna de las partes de las

estructuras sea forzada o dañadas. Al mismo tiempo no se permitirá arrastrarlas en el

suelo.

- Control y medición del galvanizado de los elementos

Los pernos se deberán instalar con las tuercas encima y afuera de los miembros, de

tal manera que las tuercas puedan ajustarse o inspeccionarse fácilmente. Los pernos

que se instalen verticalmente en la torre ya armadas deberán quedar con la cabeza

hacia arriba, al menos que en esa posición sea difícil ajustar las tuercas.

El montaje de las estructuras, los pernos de posición vertical deberán ponerse con la

cabeza hacia la parte inferior de las estructura.

Después del ensamblaje y una vez que los pernos hayan sido ajustados, deben

sobresalir por sobre la tuerca de ajuste, como mínimo un paso de rosa completo.

- Fabricación de faltantes y correcciones de daños menores en perfiles

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

última revisión vigente de las normas.

- Ensamblajes y pre armado en sitios de las estructuras

Las torres deberán ser ensambladas y erigidas de conformidad con los planos de

montaje del fabricante.

Las patas y los brazos de los paneles sujetos a esfuerzos deberán armarse

completamente con todos los pernos colocados antes de superponer los miembros de

los paneles superiores. (Ver figura N° 3.7-1 Armado de la Torre)

Los miembros de acero deberán manejarse cuidadosamente para evitar dobladuras o

daños al galvanizado. Las piezas de acero de la torre no deben volcarse desde los

carros o camiones y deberán ser mantenidos fuera del contacto directo con las

plataformas de los vehículos por medio de bloques de madera adecuados. Se

deberán usar pedazos de madera como espaciadores para mantener separados los

miembros apilados, de tal manera que protejan al galvanizado de las superficies.



Durante el ensamblaje, no se deberá aplicar esfuerzos que produzcan dobladuras de

los elementos de acero.

Algunas piezas se ensamblaran en el suelo y sobre todo, en estas piezas se evitara

realizar esfuerzos excesivos en el armado de la torre.

Figura N° 3.7 -1 Armado de la torre

Fuente: Elaboración Propia CESEL S.A.

Las torres deberán ser erigidas por el método de “erección floja” con excepción de los

paneles del conjunto inferior de la torre, que deberán ser empernados y ajustados

inmediatamente después del ensamblaje y nivelación. Las diagonales principales

deberán ser empernadas en forma floja.

El izado de estos elementos deberán hacerse con cables de Manila, nylon o de otro

material no metálico. No se permitirá el empleo de cuerdas, alambre desnudo o

cadenas de acero.

- Ajuste y fijación de los pernos y tuercas

Después del montaje de las estructuras se llevara a cabo con cuidado y

sistemáticamente el ajuste y fijación de todos los pernos. Las piezas con deformación

mayor de la longitud libre de piezas sujetas a compresión, o de longitud libre para

piezas solo a tracción serán rechazadas. Los retorcimientos o doblados agudos serán

causa suficiente para el rechazo de la pieza.



- Control de cuadratura en verticalidad y alineamiento

Para este control se llevara un reporte de verticalidad. Para efectuar este control se

podrá usar dos sistemas, uno usando un ocular acodado en el taquímetro y el otro

sin usar el ocular acodado.

- Control del estado de las superficies de los perfiles

Después del montaje a igual que el ajuste adecuado de tuercas se controlara el

estado de las superficies de los perfiles, revisando que no se haya forzado ninguna

perforación al alineamiento y que no exista ninguna clase de daño en las piezas.

Montaje de cadena de aisladores.

Los aisladores deben ser manipulados con mucho cuidado durante el transporte,

ensamblaje y montaje con el objetivo de no dañar sus características.

Los eslabones deberán ser suficientemente pequeños, para pasar por las poleas de

tendido sin dañar la polea y deberán tener rodamiento de bolas y podrán girar

libremente bajo carga para eliminar el troqué que podrían causar torceduras y nudos

en el conductor. (Ver figura N° 3.7-2 Montaje de Aisladores)

Figura N° 3.7-2 Montaje de Aisladores

Fuente: Elaboración propia CESEL S.A



Tendido de conductor.

El Tendido y regulación de los conductores y cables de guarda se llevarán a cabo de

acuerdo con los métodos aprobados.

La información técnica de los equipos y accesorios que se utilizara en el trabajo

deben ser los mínimos requeridos.

Los métodos que se utilicen en el tendido no deberán producir esfuerzos excesivos ni

daños a los conductores, estructuras, aisladores y demás componentes de la Línea

de Transmisión.

En las zonas de bosque según el cuadro adjunto se utilizara para el tendido de

conductor el uso de helicópteros con la finalidad de evitar el desbroce de la

vegetación existente.

Cuadro N° 3.7-1 Sectores en el cual el tendido del conductor eléctrico se utilizará helicópteros

Tramo Machu Picchu - Suriray

Número de Torre Tendido de cables

mediante helicóptero

Distancia entre torres

(m) Descripción de cobertura

T5V=T6=VMS05BN SI 459.98 Cobertura arbórea.

T7

T7 SI 126.01 Cobertura arbórea.

T8=VMS05A

T8=VMS05A SI 269.29 Cobertura arbórea.

T9

T9 SI 180.59 Cobertura arbórea.

T10

T10 SI 489.74 Cobertura arbórea - arbustiva.

T11=VMS06

T11=VMS06 SI 308.42 Cobertura arbórea - arbustiva.

T12=T-12N

T15=VMS06B SI 1057.89

Cobertura arbórea ribereña. Cruce del Río Santa Teresa.

T17=VMS07

Fuente Cesel: Trabajos de campo 2013



Cuadro N° 3.7-2 Sectores en el cual el tendido del conductor eléctrico se utilizará helicópteros

Tramo Suriray – Torre T92 (cruce del río Apurímac)





T6 SI 615.11

Mayormente cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. T7V=T-07

T7V=T-07 SI 623.36

Cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. T8V=T-08N

T11=VSA03A SI 684.76

Cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. T12=VT_12

T12=VT_12 SI 635.46

Cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. T13=VT_13N

T16 SI 486.36

Cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano y alto. T17

T19 SI 542.61

Mayormente cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. T20

T23V=T-23N SI 774.75

Mayormente cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. T24V=VSA07A

T25V=T25=VSA08 SI 841.35

Cobertura arbórea y arbustiva. Cruce de quebradas. T26

T27 SI 243.44

Cobertura arbórea de porte mediano T28=VSA09

T28=VSA09 SI 522.91

Mayormente cobertura arbórea y arbustiva de ladera. T29

T31 SI 819.42

Área de cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano a alto.

Cruce de río Santa Teresa. T32=SA11-T32RB

T32=SA11-T32RB SI 515.17


Cruce de quebradas. T33

T33 SI 416.45

Área de cobertura arbórea y arbustiva de porte mediano. Cruce

de quebradas. T34=SA11A

T34=SA11A SI 461.98


Cruce de río Santa Teresa. T35=VSA12

T35=VSA12 SI 234.30

Mayormente cobertura arbórea y arbustiva de ladera. T36=SAT36

T36=SAT36 SI 184.80 Mayormente cobertura arbórea y







T37 arbustiva de ladera.

T37 SI 595.14

Mayormente cobertura arbórea y arbustiva de ladera. T38=VSA13

T38=VSA13 SI 813.57


Cruce de río Santa Teresa. T39=VSA13A

T42=T42RA SI 248.69

Cobertura arbórea y arbustiva de ladera. T43=VSA14

T43=VSA14 SI 625.59

Cobertura arbórea y arbustiva de ladera. T44

T45=VSA14A SI 421.08


Cruce de Quebrada Chalán. T46=VSA15

T47=VSA15A SI 696.82


T48=VSA16 SI 731.43


T49 SI 450.10


T50=VSA17 SI 293.92


T54=VSA18N SI 309.88

Cobertura arbustiva y arbórea de porte menor. T55

T55 SI 424.67


T56 SI 469.80


T57 SI 249.64


T76=VSA23A SI 556.10 Cobertura arbórea y arbustiva

T77

T77 SI 1107.94 Cobertura arbórea y arbustiva

T78=SA24N

T78=SA24N SI 393.15 Cobertura arbórea y arbustiva

T79








T80


T82

T91=SA25 SI 966.91

Cobertura arbórea y arbustiva. Cruce del Río Apurímac. T92

Fuente Cesel: Trabajos de campo 2013

- Disponibilidad de los conductores y cables de guarda

Se controlara en bodega la existencia de toda la longitud de conductor requerida para

determinar el tendido de la Línea de Transmisión más una tolerancia adicional para

resguardas en caso de defectos en tendido.

- Tablas de tendido aprobadas

Se llevara una tabla de tendido que servirá para flechas el conductor, indicando la

fecha del tendido, la flecha de los conductores y cable de guarda así como las

temperaturas del conductor y del ambiente.

El tendido de los conductores se hará ejerciendo un control cuidadoso y utilizando

equipos mecánicos provistos de cabrestantes dentados, para asegurar que la tensión

del conductor no fluctúe indebidamente ni exceda los valores especificados provistos

de un sistema de registro de tensión en el extremo de tensar.

- Uso de poleas

Las poleas deberán ser hechas de aleación de aluminio, diseñadas para permitir la

pasada de empalmes temporales. Para las operaciones de desarrollo se utilizarán

poleas con diámetro al fondo de la ranura de 15 a 18 veces el diámetro del conductor.

La profundidad de la ranura será suficiente como para permitir el tránsito del

conductor y cable de guarda, y de los empalmes sin riesgo de descarrilamiento y

deberá ser por lo menos 25% más grande que el diámetro del cable y el radio entre el

10% y 25% del radio del cable. Los lados, la forma y las condiciones de la superficie

de la ranura serán tales que la fricción sea reducido al mínimo y los lados serán

inclinados al menos en 15 grados de la vertical.

- Tendido

Se dividirán en tres tareas principales que se podrán realizar a la vez. Estas tres

tareas son:

Riega de la Manila

Paso de Pescante

Paso de conductor



El procedimiento es el siguiente: La riega de Manila se realizara a mano y a lo largo de

todo el eje de la línea, y consiste en regar una cuerda en el piso. Luego que se

encuentra ubicada en el sitio, de torre a torre, se sube la Manila a las poleas que se

encuentran ya ubicadas en las crucetas de las torres.

El malacate empieza a subir la Manila, la misma que se unirá al pescante por el

extremo ubicado en el freno. Cuando se ha realizado la unión, se tiembla el pescante

por todo el tiro hasta que llegue al malacate. Se procede a unir con el conductor por la

media de tendido al extremo.

Cuando se ha tendido el conductor completamente, se hace una retención en el

extremo del freno con grapa de retención, para luego realizar los ajustes de tendido

con ayuda del malacate. Es aquí donde se empieza a realizar los empalmes. (Ver

figura N° 3.7-3 Tendido de Conductores).

Figura N° 3.7- 3: Tendido de Conductores

Fuente: Elaboración propia CESEL S.A

- Empalmes de los conductores y cables de guarda

Para los empalmes se deberá disponer en cada caso de la información necesaria

para la correcta ejecución de los empalmes de acuerdo con los tipos a instalar.

Cuando se tiene daños severos es decir que reduce la resistencia de los hilos

externos en una sección equivalente en tres hilos cortados se utiliza la instalación de

empalmes de compresión.

El número y ubicación de juntas serán sometidos a la aprobación de la fiscalización

antes de comenzar el montaje y el tendido. Las juntas no estarán a menos de 15 m

de la grapa del conductor más cercana. No habrá más que una junta por conductor o

cable de guarda en cualquier vano.

No se emplearan empalmes en los siguientes casos:

- Donde no estén separados por menos de dos vanos.



- En vanos que cruzan ferrocarriles, líneas eléctricas o de telecomunicaciones,

carreteras importantes, ríos, etc.

Todos los empalmes permanente, empalmes de plena tensión manguitos de

reparación para conductores y cables de guarda, se instalaran después del tendido,

pero antes de la operación de templado (tensado). Todos los empalmes de plena

tensión y manguitos de reparación deben efectuarse abajo el conductor en el suelo,

solamente en casos excepcionales se permitirá que estas labores sean aéreas.

Desembalaje, almacenamiento, cuidado y mantenimiento de todos los equipos

incluidos.

Se realizara la señalización de almacenes, verificando que este cumpla con las

normas necesarias para el adecuado almacenamiento de los materiales, de igual

manera los equipos y maquinarias utilizadas para la construcción del proyecto.

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.

Sistema de Puesta a tierra

Previa la instalación de puesta a tierra, se tomaran medidas de la resistividad del

terreno y se determinara el tipo de puesta a tierra que más convenga en cada

fundación, ya sea contrapeso o varilla. Se usara un Megger (Instrumento de medida

para encontrar la resistividad del suelo y la resistividad de puesta a tierra) con el

sistema de los tres electrodos.

La instalación de la puesta a tierra se realizara manualmente en su totalidad y

simultáneamente con los trabajos de compactación. Para los contrapesos se abrirán

zanjas a la profundidad indicada en las especificaciones y del ancho mínimo

necesario; para la unión del cable de cobre se utilizaran moldes y cargas de polvera

de acuerdo con el calibre. Las varillas se instalaran manualmente.

- Medida de resistividad del terreno

Durante el replanteo y localización de la estaca central de cada estructura, se debe

medir la resistividad del terreno en ese sitio, y se suministrara un informe, catálogos

técnicos, número de estructuras, flecha de la medición, resistividad del suelo,

clasificación del suelo, condición del suelo y tipo de la puesta a tierra.



- Determinación de puesta a tierra

Sobre la medición de la resistividad eléctrica del terreno utilizando los formatos

adecuados de determinar la configuración más adecuada para las puestas a tierra a

fin de obtener los valores máximos de resistencia eléctrica que se indique a la plantilla

de estructuras y en los planos.

- Instalación de contrapesos o varillas

Los contrapesos deben instalarse, dentro de las zonas de derecho de vía. Las

conexiones de contrapesos deben hacerse con acoples de tipo abrazadera y también

se debe realizar el relleno compactado para el contrapeso.

Las varillas de puesta a tierra deben localizarse al menos 1,0 m de la pata y en el

suelo de sitio. El extremo superior de la varilla quedara a la misma profundidad que el

contrapeso.

- Correcciones de puesta a tierra

En las correcciones que se realicen en la puesta a tierra se tomara en cuenta cuando

no haya obtenido la resistencia adecuada y dependiendo de las mediciones se

instalaran conexiones a tierra adicionales para bajar la resistencia a tierra a la forma

establecida en los planos.

Inspección de la línea de transmisión

Finalizada la construcción de la línea de transmisión, se realizarán las siguientes

inspecciones en cada una de las estructuras:

- La puesta a tierra de las estructuras deberá ser la establecida en las

especificaciones técnicas.

- Las estructuras (cadenas de suspensión y anclaje, accesorios para los

conductores, entre otros) deben estar montadas en su posición correcta, en

conformidad con las especificaciones técnicas.

- Los conductores y el cable de guarda deben estar correctamente engrapados.

- Los aisladores deben estar libres de materiales extraños.

- Los pernos y tuercas deben estar ajustados con arandelas.

- Todo residuo y material excedente debe retirarse de la zona.

Asimismo, a lo largo del trazo de la línea, se verificará lo siguiente:

- Las distancias mínimas de seguridad deben ajustarse a establecido en los planos

de construcción.

- Los conductores deben estar limpios, sin averías, libres de barro, ramas o

alambres.

- Las flechas de los cables deben ajustarse a lo establecido en las especificaciones

técnicas.



3.7.2 Subestaciones

La construcción de la subestación se realizará de acuerdo con las mejores prácticas de ingeniería y basándose en el cumplimiento del Reglamento de las normas peruanas, comprende las siguientes etapas: Localización y replanteo

Consiste en el trabajo de topografía que debe realizar el Contratista para determinar

la localización planimétrica y altimétrica de todas las obras del contrato, a partir de los

puntos y ejes topográficos dados como referencia, de acuerdo con los planos

Adecuación del terreno

Este trabajo comprende la excavación necesaria para alojar las estructuras que

incluye el proyecto, tales como: fundaciones de equipos, de edificaciones y muros de

contención, para instalación de tuberías de alcantarillado y acueducto, para filtros,

andenes, ductos, cordones de concreto, cunetas, malla de tierra, etc.

La actividad incluye la excavación por medio mecánico ó manual, la evacuación del

material excavado, el retiro del material sobrante hasta el sitio del depósito, el control y

protección de los taludes de excavación, con entibados, apuntalamientos o formaletas

especiales, el control y evacuación de las aguas subterráneas o superficiales,

mediante drenes superficiales ó bombeo, el suministro de elementos necesarios para

la ejecución de la actividad. De acuerdo a las especificaciones, de conformidad con los

planos

Excavaciones

Las profundidades y dimensiones de los cimientos indicados en los planos se

considerarán aproximadas; la cota final de fundación se obtendrá una vez realizados

los ensayos de capacidad portante, aprobados por el Supervisor, éste podrá ordenar

los cambios en las dimensiones y profundidades que considere necesarios para

obtener una cimentación satisfactoria y segura. Una vez adecuada la plataforma se

procederá con la construcción de la malla de puesta a tierra consistente en la

ejecución de la excavación de las cuadriculas de la malla y el tendido del cable de

cobre que la compone, paralelamente se iniciará con la construcción de las

cimentaciones de las diferentes estructuras para pórticos, soportes de equipos,

edificaciones, transformadores y reactores, tanques de almacenamiento de agua,

tanques recolectores de aceite y demás equipos que componen la subestación, estas

estructuras serán en concreto reforzado, sus actividades son: excavación, armado del

refuerzo, formaleteado y posterior vaciado y curado del concreto.

Retiro y disposición de materiales provenientes de excavaciones

El material extraído de las excavaciones puede ser utilizado en llenos. El material de

excavación sobrante debe ser transportado y colocado en las zonas previstas para ello

en el Plan de Manejo Ambiental. En ningún caso se permitirá botar el material

sobrante a los lados de la excavación, tampoco colocarlo en pilas en las zonas de

desecho, ni en sitios donde interfiera con el drenaje natural del terreno o vaya en

detrimento de la apariencia general de la zona.



Sistemas de drenajes

Paralelamente se ejecutaran las obras de drenaje de la subestación, consistentes en

filtros, colectores de agua lluvia, colectores de aguas residuales, biodigestor, cunetas y

estructuras de descarga.

Edificaciones

Se construirán las edificaciones que componen la subestación como son: edifico de

control, casetas de relés, sala de servicios auxiliares, y caseta de portería. Estas

edificaciones son aporticadas en concreto reforzado con sus respectivos acabados,

instalaciones de equipos y accesorios, de acuerdo con la funcionalidad de cada

edificación.

Canalizaciones de cables y ductos para cables

Igualmente se construirán canales para cables denominados cárcamos su función es

dirigir el cableado de interconexión entre equipos y el control de la subestación ya sea

hacia las casetas de relés o hacia el edifico de control principal

Obras complementarias

Finalmente se construirán las obras relacionadas con vías, iluminación exterior,

andenes, extendido de la grava de patio, cerramientos y obras ornamentales de

acuerdo con el diseño arquitectónico de la subestación.

Montaje

Una vez culminada la construcción de cimentaciones de pórticos y soportes de

equipos se procede con el montaje de la estructura metálica, previamente fabricada en

instalaciones industriales para tal fin, la estructura será de ensamble en sitio, sus

actividades comprenden el armado, montaje y nivelación de tal manera que se pueda

proceder con el montaje de los equipos, instalación de cadenas de aisladores y

tendido de cables de aluminio tanto a nivel de pórticos como de interconexión entre

equipos. Igualmente se procederá con la instalación del tendido de cable de fuerza y

control en los cárcamos y ductos.

Energización

Una vez realizado el montaje de las subestación se realizan las pruebas operativas

con CTM de acuerdo a los protocolos de pruebas que se tienen oficializados al interior

de la empresa.

El protocolo de energización se ejecutará amparado bajo las consignaciones

nacionales las cuales forman parte de los requisitos de conexión de nuevos equipos.

El protocolo de energización sirve como apoyo para desarrollar las pruebas de puesta

en servicio de la subestación.

Para la elaboración del protocolo se toman los planos esquemáticos de la subestación

y de acuerdo al plan de consignaciones propuesto para la energización de los equipos

nuevos.



CRONOGRAMA DE ETAPA DE DISEÑO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 6 7

1 Diseño

1.1 Diseño electromecánico COES

1.2 Criterios de diseño Ajustados COES

1.3 Trazado

1.4 Replanteo

1.5 Estudio de suelos y geologia de detalle

1.6 Definición esquemas de puestas a tierra

1.7 Selección y diseño de fundaciones Ajustado

1.8 Selecciones de extensiones de patas Ajustado

1.9 Nueva Tabla torres, cantidades y planos planta - perfil

1.10 Informe Final de Diseño

1.11 Actualización de diseño por observaciones del COES

1.12 Actualización de diseño por optimización de Estructuras

ActividadesN° Año 3Año 1 Año 2

Año/ Meses



CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN - SUBESTACIONES

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Construcción y Montaje Subestaciones

1.1 Subestacion Machupicchu en 220 kV

Obra civil

Montaje

1.2 Subestación Suriray en 220 kV

Obra civil

Montaje

1.3 Subestación Abancay Nueva a 138/220 kV

Obra civil

Montaje

2Disponibilidad Subestaciones, Inicio de Operación experimental

Subestaciones

Año 4Ítem Descripción

Meses

Año 3



CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN – LÍNEA DE TRANSMISIÓN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Construcción y Montaje Líneas de Transmisión

1.1 Construcción Tramo Machupicchu - Suriray (8 km)

1.2Construcción tramo Suriray - Abancay Nueva, Abancay Nueva - Abancay

Existente

1.3 Construcción Tramo Abancay Nueva - Cotaruse

1.4 Montaje Tramo Machupicchu - Suriray

1.5 Montaje Tramo Surirayc- Abancay Nueva, Abancay Existente

1.6 Montaje Tramo Abancay Nueva - Cotaruse

2Disponibilidad Subestaciones, Inicio OPERCIÓN Experimental

Subestación.

Ítem Descripción

Meses

Año 3 Año 4



CRONOGRAMA DE OPERACIÓN

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 30

1 Operación de Línea de Transmisión

1.2 Medición resistencia puesta a tierra

1.3 Inspección ligera

1.4 Inspección Obstáculos Servidumbre

1.5 Inspección minuciosa

1.6 Termografía líneas de transmisión

1.7 Corte vegetación en servidumbre

1.8 Límpieza manual de aisladores

AñoÍtem Descripción



CRONOGRAMA DE ABANDONO – SUBESTACIONES Y LÍNEA DE TRANSMISIÓN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Desmontaje Subestaciones

1.1 Subestacion Machupicchu en 220 kV

Desmontaje

Demolición de estructuras

1.2 Subestación Suriray en 220 kV

Desmontaje


1.3 Subestación Abancay Nueva a 138/220 kV

Desmontaje


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Desmontaje Líneas de Transmisión

1.1 Desmontaje Tramo Machupicchu - Suriray (8 km)

1.2Desmontaje tramo Suriray - Abancay Nueva, Abancay Nueva - Abancay

Existente

1.3 Desmontaje Tramo Abancay Nueva - Cotaruse

1.4 Desmontaje Tramo Machupicchu - Suriray

1.5 Desmonontaje Tramo Surirayc- Abancay Nueva, Abancay Existente

1.6 Desmontaje Tramo Abancay Nueva - Cotaruse

Ítem Descripción Año 31

Meses

Meses

Ítem Descripción Año 31



3.8 Descripción de la etapa de Operación del proyecto 3.8.1 Líneas de Transmisión

Operación de Línea de Transmisión

Indica que la Línea de Transmisión será operada continuamente para transmisión de

energía eléctrica, no corresponde a esta actividad participación en campo de personal de

mantenimiento

Medición resistencia puesta a tierra

Actividad puntual por torre de transmisión, donde se usará un telurómetro para medir la

resistencia de puesta a tierra, no tiene ningún efecto sobre el medio ambiente ya que solo

se inyecta pequeñas corrientes para realizar la medida.

Inspección ligera con corte de vegetación servidumbre (*)

Actividad periódica con re corredores de líneas que inspecciones que no haya riesgos

para el sistema de transmisión. Del reporte se puede programar mantenimiento correctivos

puntuales. El corte de vegetación solo en las zonas que aplique para evitar descargas

eléctricas y fallas en el sistema de transmisión. Solo se realizará poda controlada de

vegetación en las zonas con presencia de vegetación de altura, bajo la línea y con riesgos

de distancias mínimas de seguridad

Inspección Obstáculos Servidumbre (**)

Solo donde corresponde, pueden ser las actividades, deslizamiento de terrenos, áreas con

vegetación de altura extrema, construcciones bajo la línea de transmisión posteriores a la

construcción

Inspección minuciosa

Similar a inspección ligera, pero más exhaustiva la inspección

Termografía líneas de transmisión

Tomar vistas termograficas, con equipo que transluce los colores a termogramas. No tiene

impacto sobre el medio ambiente

Mantenimiento correctivos

Solo cuando corresponda, de acuerdo a los reportes de las inspecciones



3.8.2 Subestación eléctrica

Operación de las Subestaciones

Será operado continuamente por 01 operadores por turno en las subestaciones

Mantenimiento preventivo de celdas con corte de energía

Actividad periódica (1 vez cada 3 años) con corte de energía, las actividades son de medidas

preventivas dentro de la subestación y por celda. Para esta actividad se tendrá un corte de 8 a 10

horas

Mantenimiento grupo electrógeno y servicios auxiliares

Equipos asociados a la baja tensión para operación de la subestación, en el caso del grupo

electrógeno se hace operar en forma preventiva por espacio de 8 horas para preservar el equipo

Termografía de la subestación

Tomar vistas termograficas, con equipo que transluce los colores a termogramas. No tiene impacto

sobre el medio ambiente

Mantenimiento correctivos (*)

Solo cuando corresponda, de acuerdo a los reportes de las inspecciones

3.9 Descripción de la etapa de Abandono del proyecto 3.9.1 Líneas de Transmisión

En estos casos se deberá desmantelar la línea de transmisión, para lo cual debe

desmontar y retirar de la zona todos aquellos equipos, materiales y estructuras que

sirvieron para el desarrollo de la actividad de transporte de energía eléctrica y dejar la

zona por lo menos en condiciones similares a las encontradas antes de su construcción.

Esta etapa comprende:

Desergenización de las Líneas de Transmisión.

Desmonte del conductor. Consiste en retirar los conductores y los cables de

guardia.

Desvestida y desarme de torre. Consiste en retirar aisladores, herrajes y otros

accesorios, desarmar la estructura de la torre.

Realizar excavaciones para demoler las fundaciones que sobrepasen el nivel del

suelo, relleno y compactación.

Clasificación, empaque y transporte del material.

3.9.2 Subestación Eléctrica

De igual manera para la subestación se deberá desmontar y retirar de la zona todos

aquellos equipos, materiales y estructuras que sirvieron para el desarrollo de la actividad



de transporte de energía eléctrica y dejar la zona por lo menos en condiciones similares a

las encontradas antes de su construcción.

Esta etapa comprende:

Desmontaje de equipo electromecánico.

Demolición de obras civiles.

Clasificación, empaque y transporte de material sobrante.

3.10 Descripción General de las obras del proyecto

Obras Permanentes

Para el desarrollo del proyecto se consideran como obras permanentes a las siguientes:

a) Montaje de torres de la Línea de Transmisión.

Las estructuras serán montadas de acuerdo con el método propuesto y aprobado

evitándose esfuerzos excesivos en los elementos de la estructura particularmente en

aquellas que se levanten ya ensambladas, para el fin es importante que los puntos de la

estructura donde se fijen los cables de montaje sean elegidos adecuadamente. A lo largo de

todo el montaje se evitaran daños al galvanizado.

Para el respectivo montaje se realizara las siguientes actividades:

- Preparación y control de galvanizado de los elementos.

- Control y medición del galvanizado de los elementos.

- Fabricación del faltante y correcciones de daños menores en perfiles.

- Ensamblajes y pre armado en sitios de las estructuras.

b) Tendido de la Línea de Transmisión

El Tendido y regulación de los conductores y cables de guarda se llevarán a cabo de

acuerdo con los métodos aprobados.

La información técnica de los equipos y accesorios que se utilizará en el trabajo deben ser

los mínimos requeridos.

Los métodos que se utilicen en el tendido no deberán producir esfuerzos excesivos ni daños

a los conductores, estructuras, aisladores y demás componentes de la Línea de

Transmisión.

Para el respectivo tendido de la línea de transmisión se realizará las siguientes actividades:

- Disponibilidad de los conductores y cables de guarda.

- Tablas de tendido aprobadas.

- Montaje de aisladores y accesorios.



c) Subestaciones.

Las obras civiles comprenden lo siguiente:

- Explanación del perfil natural del terreno, para obtener el nivel de plataforma adecuado.

- Excavaciones y vaciado de concreto para cimentaciones.

Las obras electromecánicas comprenden lo siguiente:

- Ubicación de los equipos según lo previsto en el desarrollo de la ingeniería de detalle

para construcción.

- Armado y montaje de las columnas y vigas metálicas de los pórticos.

- Instalación del sistema de tierra, hacia todas las estructuras metálicas, equipos de patio

y tableros en sala de control.

- Tendido y conexionado de cables de fuerza y control.

- Pruebas a los equipos de patio, protección y medición.

- Interconexión de la bahía ampliada a las instalaciones existentes, para lo cual se

deberá cotejar la concordancia entre los planos y las instalaciones en campo.

- Prueba final y puesta en servicio de la subestación.

Obras Temporales

Por otra parte, como instalaciones y obras temporales del proyecto se contemplan las

siguientes:

a. Oficinas y almacenes

Se alquilarán viviendas en las localidades cercanas al proyecto tales como Santa Teresa,

San Pedro de Cachora, Abancay, Chalhuanca, Santa Rosa, Caraybamba y Cotaruse, las

cuales serán complementadas para oficinas y almacenes.

b. Alojamiento

Se alquilarán viviendas en las localidades por donde cruza la LT (Santa Teresa, San

Pedro de Cachora, Abancay, Chalhuanca, Santa Rosa, Caraybamba y Cotause).

Insumos

a. Material necesario para el proceso de construcción.-

Se adquirirán los materiales de las canteras debidamente autorizadas pertenecientes a

los municipios distritales y/o comunidades. (Santa Teresa, Curahuasi, Cotaruse,

Abancay, CC Saywite, CC Concacha). En el anexo N° 3 se presenta la descripción y

ubicación de las canteras debidamente autorizadas.

b. Depósitos de desmonte.-

Se utilizarán los depósitos municipales del ámbito del proyecto (Santa Teresa, Abancay).

En el anexo N° 3 se presenta la descripción y ubicación de los depósitos de desmonte



debidamente autorizadas

c. Agua

Etapa de Construcción

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, tipo

zapata, pila, y parrillas.

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

directamente de centros de servicios autorizados de las localidades cercanas al recorrido

de la línea de transmisión por medio de cisternas.

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

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

cual se estima en:

Estimando las 421 estructuras proyectadas

Se tiene:

32.30% Zapatas - 136 torres

31.59% pilas - 133 torres

36.10% parrillas - 152 torres

58.91 % suspensiones - 248 torres

41.09% Anclajes - 173 torres

Para concretos de zapatas se requerirá 401 m3 de agua.

Para concretos de pilas se requerirá 340 m3 de agua.

Uso doméstico:

Por Tramo de línea (suponemos dos tramos): 243 personas 0.30m3/día=72.9m

3/día por 2

= 145.8 m3/día.

Etapa de Operación

El agua que se utilice en las subestaciones durante la operación será abastecida

directamente de centros de servicios autorizados de las localidades de Santa Teresa,

Abancay o Curahuasi por medio de cisternas, las cuales almacenaran dichas aguas en los

tanques cisternas instalados en cada Subestación.

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

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



d. Equipos y maquinarias

Se ha considerado que el tipo de maquinaria que operará durante la construcción de la

central será el siguiente:

Cuadro Nº 3.10-1: Relación de Equipos de Tendido

Ítem Equipos Capacidad

1 Winche mecánico Hidráulico 5 Tn

2 Winche Hidráulico 4,5 Tn



5 Freno Hidráulico 4 Tn

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

Fuente: Elaboración propia, CESEL S.A.

A continuación en el Cuadro 3.10-2 se presenta la relación de maquinaria pesada a ser

utilizada en el Proyecto.

Cuadro Nº 3.10-2: 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 Fuente: Elaboración propia, CESEL S.A.

Tipos de Torres

Se utilizarán torres tipo suspensión y retención:

Tramo Machupicchu-Suriray, con torres doble circuito vertical a 220 kV: Am en

suspensión, Cm en retención intermedia y Dm en retención intermedia y terminal. Un

total de 19 estructuras.

Tramo Suriray–Abancay–Cotaruse, con torres doble circuito vertical a 220 kV: Ac y AAc

en suspensión, Bc y Cc en retención intermedia y Dc en retención intermedia y terminal.

Un total de 387 torres.

Enlace Abancay Nueva – Abancay Existente, con torres doble circuito vertical a 138 kV:



A en suspensión y D en retención intermedia y terminal. Un total de 15 torres.

La línea de Transmisión cuenta con un total de 406 torres doble circuito para 220 kV y 15

torres para 138 kV.

3.11 Área que requerirá el proyecto

Se utilizarán: Estructuras metálicas de acero galvanizado tipo suspensión y retención:

Tramo Machupicchu-Suriray 19 T.

Tramo Suriray–Abancay–Cotaruse: 387 T.

Tramo Conexión Cachimayo–Abancay: 15 T

La línea de Transmisión contará con un total de total de 421 torres

Áreas requeridas – Torres 220

Tipo de Torre N° torres Área Área total (m2)

A 118 158.33 18,682.94

AA 121 158.33 19,157.93

B 91 256 23,296.00

C 50 256 12,800.00

D 26 324 8,424.00

82,360.87 Áreas requeridas - Torres 138 kV

Tipo de

TorreN° torre Área (m2)

ÁREA TOTAL

(m2)

A 9.00 158.33 1,424.99

D 6.00 158.33 949.99

2,374.98

Área Total de Estructuras: 84,735.82 m2

Construcción de Subestaciones

Ampliación Subestación Machupicchu II 138 kV

Una (1) celda de línea en 138 kV., para la conexión de la línea hacia la subestación

Suriray 220 kV./138 kV.

Subestación Suriray 220 kV/138 kV

Subestación nueva comprende, una celda de línea/autotransformador en 138 kV para la

conexión de la línea proveniente de la subestación Machupicchu II, una celda de

autotransformador en 220 kV, una celda para la conexión a la barra de 220 kV de un



reactor trifásico de 30 Mvar, una celda de acople en 220 kV y dos celdas de línea hacia

las subestaciones Abancay Nueva 220 kV/138 kV y Cotaruse 220 kV.

Subestación Abancay Nueva 220 kV/138 kV

Subestación Nueva comprende, dos celdas de línea hacia las subestaciones Suriray 220

kV/138 kV y Cotaruse 220 kV, una celda para la conexión a la barra de 220 kV de un

reactor trifásico de 30 Mvar, una celda de acople en 220 kV, una celda de

autotransformador en 220 kV, una celda de autotransformador en 138 kV y dos celdas de

línea hacia las subestaciones existentes Abancay 138 kV y Cachimayo 138 kV.

Áreas a utilizar

3.12 Alternativas para cruces de cuerpos de agua y carreteras

El proyecto no ha contemplado la utilización de estructuras especiales para los cruces de

los ríos y carreteras.

Se describe los cruces principales:

Tramo Machupicchu – Suriray:

Torre Inicio de Vano

Torre Fin de Vano

Observación

PÓRTICO MACHUPICCHU

T1V=T1 Río

T2V T3V Vía carrozable de Santa Teresa a la Hidroeléctrica

T2V T3V Río Vilcanota

T15 T17 Vía carrozable de Santa Teresa a Sahuayaco

T15 T17 Río Salkantay o Río Santa Teresa

Tramo Suriray – Abancay - Cotaruse

Torre Inicio de Vano Torre Fin de Vano Observación

T31 T32=SA11-T32RB Vía Carrozable a Totora

T31 T32=SA11-T32RB Río Salkantay o Río Santa Teresa

T34=SA11A T35=VSA12 Vía Carrozable a Totora

T34=SA11A T35=VSA12 Río Salkantay o Río Santa Teresa

T38=VSA13 T39=VSA13A Vía Carrozable a Totora

T38=VSA13 T39=VSA13A Río Salkantay o Río Santa Teresa

T45=VSA14A T46=VSA15 Vía Carrozable a Totora

Componentes Área

SE. Machupicchu 292 m2

SE. Suriray 32,200 m2

SE. Abancay Nueva 69,964.95 m2

Vía acceso a Suriray 28,492.55 m2

LT 84,735.82 m2

Área Total a intervenir 215,685.32 m2




T45=VSA14A T46=VSA15 Río Chalan

T51 T52V=T52=T-52N Río

T53V=T-52A T54V=T53=T-53 Río Chalan

T54V=T53=T-53 T54=VSA18N Río

T60=VSA20 T61 Río

T65 T66=T-66N Río Chalan

T66=T-66N T67 Río

T91=SA25 T92 Río Apurímac

T102 T104 Carretera

T109 T111=SA26AN=T-01 Carretera

T117=T-07 T118=T-08 Carretera que lleva a Abancay

T126=T-16 T127=VA3N=T-17 LT 138 kV

T146=T-34 T147=T-35 Río Atumpata o Río Putuchaca

T156=T-44 T157=T-45N Carretera

T159=T-47 T160=T-48 Carrozable que lleva al poblado de Quisapata

T163=T-52 T164=T-53 Río Pichichaca

T170=T-59 T171=T60N Carretera

T173=T-62NN T174=T-63=AC05A LT 60 kV Abancay – Chuquibambilla

T176=T-65 T177=T-66 LT 60 kV Abancay – Apurimac (Chalhuanca)

T176=T-65 T177=T-66 Vía Transoceánica (Lima-Abancay)

T176=T-65 T177=T-66 Río Pachachaca

T182=T-71=AC06NN T183=T-72N Carrozable que lleva al poblado de Lucuchanga

T189=T-78 T190=T-79 Carrozable que lleva al poblado de Waturo

T205=T-94 T206=T-95AC06BN Carrozable que lleva al poblado de Chalhuani

T213=T-102 T214=T-103 Carretera

T213=T-102 T214=T-103 Río

T215=T-104N T216=T-106N Carrozable que lleva al poblado de Pichirhua

T229=T120=AC08N T230=T121 LT 60 kV Abancay – Apurimac (Chalhuanca)

T229=T120=AC08N T230=T121 Vía Transoceánica Abancay-Lima

T229=T120=AC08N T230=T121 Río Chalhuanca

T230=T121 T231=T122N Carrozable que lleva al poblado de Chapimarca

T242=T133 T243=T134=AC10N Río

T246=T138 T247=T139 Carrozable que lleva al poblado de Santiago

T254=T146 T255=T147 Carrozable que lleva a Antabamba

T254=T146 T255=T147 Río Antabamba

T307=T200 T311=T204 Entre los vanos de estas torres se cruza un carrozable que parte del poblado de Chalhuanca hacia Yanaca

T312=T205 T313=T206 Río

T314=T207 T315=T208 Vía Transoceánica (Lima-Abancay)

T340=VAC-15NN=T-233

T341=VAC-16CNN=T-234

Vía Transoceánica (Lima-Abancay)

T349=T269 T350=T271 Carretera

T350=T271 T351=T-272 Vía Transoceánica (Lima-Abancay)






T367=T288 T368=T289 Río

T375=T296 T376=T297 LT 60 kV Chacapuente – Explorador

T381=T-302 T382=T-303 Río

Tramo Cachimayo - Abancay

Torre Inicio de Vano

Torre Fin de Vano Observación

T4 T5 Carretera

T6 T7 Carretera

3.13 Generación de Residuos

Etapa de Construcción

Residuos Industriales no peligrosos

Algunos residuos sólidos no peligrosos de faenas, con valor comercial (despuntes de

fierros, chatarra, etc.), serán acopiados temporalmente en áreas especiales de las

instalaciones de faena, donde serán clasificados por tipo y calidad, para su posterior

comercialización.

N° Descripcion CantidadPeso bruto / Bobina

(kg)

Peso neto / Bobina

(kg)

Peso por carrete

(kg)

Peso Sub-total

carretes (kg)

1 ACAR 1300 (33/28) 560.0 4,110.0 3,808.0 302.0 169,120.0

2 ACAR 1200 (33/28) 23.0 4,160.0 3,860.0 300.0 6,900.0

3 ACAR 950 (33/28) 20.0 4,140.0 3,838.0 302.0 6,040.0

4 ACAR 500 (33/28) 4.0 4,200.0 3,902.5 297.5 1,190.0

5 Acero Galvanizado 82.0 1,470.0 1,405.0 65.0 5,330.0

188,580.0PESO TOTAL

ESTIMADO DE RESIDUOS INDUSTRIALES

Residuos Peligrosos

EMPAQUES DE MADERA DE EQUIPOS DE ALTA TENSION

Ítem Descripción Peso (kg) Cantidad Sub - total (kg)

1 Cajas de Interruptores 50 15 750.00

2 Cajas de seccionadores 45 46 2,070.00

3 Cajas de Transformadores de corriente 40 39 1,560.00

4 Cajas de Transformadores de tensión 40 39 1,560.00

5 Cajas de pararrayos 40 52 2,080.00

8,020.00



TRAPOS INDUSTRIALES

Ítem Subestación Peso (kg) Cantidad Sub - total (kg)

1 SE Machupicchu 20 1 20.00

2 SE Suriray 200 1 200.00

3 SE Abancay Nueva 200 1 200.00

420.00

ENVASES DE AEROSOLES

Ítem Subestación Peso (kg) Cantidad Sub - total (kg)

1 SE Machupicchu 0.25 10 2.50

2 SE Suriray 0.25 40 10.00

3 SE Abancay Nueva 0.25 40 10.00

22.50

Residuos Domésticos

La cantidad de residuos domésticos a generarse durante la etapa de construcción según

las consideraciones de la OMS es:

Actividad Unidad Cantidad

Generación de residuos por día (kg) (OMS) Kg 0,4

N° de personas Unidad 243

Total de producción de residuos por día Kg. 97,2

Total de producción de residuos/mes Kg. 2916

Total de producción de residuos – Etapa de Construcción

Kg. 34992



Etapa de Operación

GENERACIÓN DE RESIDUOS EN LA ETAPA DE OPERACIÓN:

GENERACIÓN ANUAL DE RESIDUOS INDUSTRIALES (Kg/año)

Equipos Accesorios (aisladores, bujes, etc)

Llantas Usadas

Maderas (Carretes,

etc.)

Metales (Pernos,

alambres, perfiles,

ferretería, etc.)

Aceite dieléctrico

residual

Envases y aerosoles,

impregnados con pintura,

solventes, aceite

Filtros de aceite

Fluorescentes, focos

Medicinas vencidas

Silicagel en

desuso

Trapos y Paños

impregnados con

hidrocarburos, solventes.

Tinta / Cartucho

de impresoras

200.00 30.00 100.00 100.00 50.00 15.00 5.00 5.00 0.10 2.00 10.00 0.30

Nota: Valores estimados de generación de residuos. Pueden variar de acuerdo a la programación de las actividades de mantenimiento requeridas.

Residuos Domésticos

La cantidad de residuos domésticos a generarse durante la etapa de construcción según las consideraciones de la OMS es:

Actividad Unidad Cantidad

Generación de residuos por día (kg) (OMS) Kg 0,4

N° de personas Unidad 2

Total de producción de residuos por día Kg. 0,8

Total de producción de residuos/mes Kg. 24



3.14 Estimación de materiales

Materiales a utilizar en la construcción de la Línea de Transmisión

TORRES 220 kV

Item Tipo de torre Número de torre Material Unidades Cantidades Unitarias

Cantidades totales

1 A 118

Concreto m3 2.70 318.60

Peso refuerzo kg 168.00 19,824.00

Solado m3 0.06 7.08

2 AA 121

Concreto m3 5.93 717.53


Solado m3 0.48 58.08

3 B 91

Concreto m3 7.03 639.73


Solado m3 0.61 55.51

4 C 50

Concreto m3 3.01 150.50


Solado m3 0.18 9.00

5 D 26

Concreto m3 18.63 484.38

Peso refuerzo kg 1,220.00 31,720.00

Solado m3 1.01 26.26

TORRES 138 kV

Item Tipo de torre Número de torre Material Unidades Cantidades Unitarias

Cantidades totales

1 A 9

Concreto m3 1.89 17.01


Solado m3 0.04 0.38

2 D 6

Concreto m3 13.04 78.25


Solado m3 0.71 4.24

TOTAL CONCRETO m3 2,406.00

TOTAL REFUERZO kg 160,344.40

TOTAL SOLADO m3 160.55

Materiales a utilizar en la construcción de subestaciones



Material UnidadCantidad

Estimada

Cantidad

Redondeada

Arena m3 683 690

Piedra m3 650 650

Cemento Ton 462 470

Agua m3 277 300

Aditivo Litros 319 320

TOTALES

3.15 Tiempo de vida del proyecto

El tiempo de vida del proyecto es de 30 años.

3.16 Requerimiento de Personal

Referente al requerimiento de personal que se necesitara para la construcción de la línea

de transmisión se asume dividir en tres tramos:

–Tramo I: de 52.37 km aprox. Tramo Machupicchu – Suriray y Tramo Suriray – Abancay

Nueva (T1 - T91).

Tramo II: de 68.42 km aprox. Tramo Suriray – Abancay Nueva (T91 – T111) y Tramo

Abancay Nueva – Cotaruse (T111 - T230).

Tramo III: de 75.99 km aprox. Tramo Abancay Nueva – Cotaruse (T230 - T303)

Cada tramo estará compuesto por:

- 3 cuadrillas para trabajos de concreto

- 3 cuadrillas para trabajos de montaje y

- 1 cuadrilla para el tendido.

A continuación se presenta la cantidad de personal a contratar por tramo.

Cuadro N° 3.16-1 Cantidad de personal a contratar por tramo

Actividad Mano de obra

calificada mano de obra no

calificada

Obra Civil - Excavaciones, concretos y rellenos

21 75

Montaje de estructuras incluye prearmado y revisión

27 60

Tendido de conductores, incluye amarres, entorche.

15 45

Total 243




De igual manera se presenta el cuadro con los porcentajes de mano de obra calificada y

mano de obra no calificada

Cuadro N° 3.16-2 Cantidad de personal a contratar por tramo

Actividad Mano de obra

calificada Mano de obra no

calificada

Obra Civil - Excavaciones, concretos y rellenos

21.88% 78.12%

Montaje de estructuras incluye prearmado y revisión

31.03% 68. 96 %

Tendido de conductores, incluye amarres, entorche.

25% 75%

Total 25. 97 % 74.03% Fuente: Consorcio Transmantaro S.A - CTM

La mano de Obra no calificada contratada en la zona será de 74.03% y la mano de Obra

calificada será del 25.97%.

3.17 Costo total del Proyecto

El presupuesto del proyecto considerando las etapas de construcción y operación

asciende a la suma de US$ 75’005,299 (Setenta y cinco millones cinco mil doscientos

noventa y nueve con 00/100 dólares de los Estados Unidos de América), de acuerdo a la

cláusula cuarta numeral 4.2 de la Adenda al contrato de concesión.

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