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III. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO
PROYECTOS VINCULANTES
3.1 ANTEPROYECTOS DEL PLAN ROBUSTO 2020 DE TRANSMISIÓN
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV CHICLAYO
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya co
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de
L.T. 220 kV. Chiclayo
incluido en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Chiclayo
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
SINGENIERÍA Y
ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS VINCULANTES
ANTEPROYECTOS DEL PLAN ROBUSTO 2020 – REFUERZOS DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV CHICLAYO - CARHUAQUERO
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de
L.T. 220 kV. Chiclayo – Carhuaquero, contenida en el PT y que no está
incluido en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Chiclayo – Carhuaquero”, que está incl
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
mayor detalle.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO
REFUERZOS DE LÍNEA
CARHUAQUERO
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
nsiderados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Carhuaquero, contenida en el PT y que no está
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Carhuaquero”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
995
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en e
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
a) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
b) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
c) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Chiclayo
Carhuaquero la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Chiclayo
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
SINGENIERÍA Y
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Chiclayo
Carhuaquero la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
a lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Chiclayo – Carhuaquero, proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
Descripción del Reforzamiento
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
l Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
s 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Chiclayo –
Carhuaquero la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
a lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Carhuaquero, proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
996
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidade(para el mismo nivel de tensión).
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del con
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distaaisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, indicándose en “circulo de color rojo” la línea de transmisión 220 kV
Chiclayo - Carhuaquero.
SINGENIERÍA Y
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de
actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, indicándose en “circulo de color rojo” la línea de transmisión 220 kV
Carhuaquero.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo
o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
s nominales en otros países
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e ncia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, indicándose en “circulo de color rojo” la línea de transmisión 220 kV
997
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Norte)
998
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser ob
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : EGENOR
: 220 kV
: L-2240
Año de puesta en servicio : 1991
Longitud de la Línea : 83 km
Número de ternas instaladas : una (01).
Disposición de conductores : triangular.
Conductor de fase : AAAC de 500 mm² de sección.
Estructuras soporte : torres de celosía de acero
galvanizado.
: No tiene.
: 150 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 240 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
AAAC de 500 mm² de sección.
torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
tenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
999
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Chiclayo
Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Chiclayo – Carhuaquero incluida en el Plan
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Carhuaquero incluida en el Plan
1000
“Reforzamiento de Líneas de
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1001
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneascondiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Chiclayo - Carhuaquero
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneascondiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Chiclayo - Carhuaquero Reforzamiento de 150 a 240 MVA; (60%) 830830
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años) 103
128
Costo(10^3 USD $)
Descripción
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325128
Costo(10^3 USD $)
1002
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los si
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
24 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
guientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1003
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
25 / 167
Reforzamiento de Líneas
1004
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV TRUJILLO
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamien
L.T. 220 kV. Trujillo
en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrolla
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Trujillo
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV TRUJILLO - CAJAMARCA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamien
L.T. 220 kV. Trujillo – Cajamarca, contenida en el PT y que no está incluido
en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
a (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Trujillo – Cajamarca”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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CAJAMARCA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Cajamarca, contenida en el PT y que no está incluido
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
do los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Cajamarca”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
1005
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existen
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguien
condiciones:
d) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
e) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
f) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagn
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Trujillo
Cajamarca la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Trujillo
Vinculante, el cual h
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguien
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Trujillo
Cajamarca la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
en un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Trujillo – Cajamarca, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo
uras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
tes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
óstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Trujillo –
Cajamarca la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Cajamarca, proyecto no incluido como proyecto
a sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo
uras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
1006
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en lno se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aislapara elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soetapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Trujillo
Cajamarca.
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en lno se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Trujillo
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
dores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
luciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
de corriente, trampas de
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Trujillo -
1007
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
29 / 167
Norte)
1008
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura 7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
De los datos consignados
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : CONENHUA
: 220 kV
: L-2260
Año de puesta en servicio : 2001
Longitud de la Línea : 137 km
Número de ternas instaladas : una (01).
Disposición de conductores : triangular.
Conductor de fase : ACAR de 557 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 01 Aluminio/Acero 53,56 mm²
: 180 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 288 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
as Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
30 / 167
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACAR de 557 mm² de sección.
Torres de celosía de acero
01 Aluminio/Acero 53,56 mm²
información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
en el cuadro a través de una interpolación lineal se
1009
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Trujillo
Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Trujillo – Cajamarca incluida en el Plan
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Cajamarca incluida en el Plan
1010
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
32 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1011
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Trujillo - Cajamarca
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Trujillo - Cajamarca Reforzamiento de 180 a 288 MVA; (60%) 830830
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años) 103
128
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325128
Costo(10^3 USD $)
1012
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se pro
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en lo
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en l
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
34 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
pone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
s siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
a tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1013
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
35 / 167
Reforzamiento de Líneas
1014
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV PARAMONGA NUEVA
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya c
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento
L.T. 220 kV. Paramonga Nueva
incluido en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Paramonga Nueva
Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
asociado será desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV PARAMONGA NUEVA - HUACHO
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento
L.T. 220 kV. Paramonga Nueva – Huacho, contenida en el PT y que no está
incluido en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Paramonga Nueva – Huacho”, que está incluido en el
Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
esarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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HUACHO
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
onsiderados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Huacho, contenida en el PT y que no está
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
, que está incluido en el
Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
1015
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
g) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
h) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
i) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión,
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Paramonga
Nueva – Huacho la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elabor
de la L.T. 220 kV. Paramonga Nueva
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotesu capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líel país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
S INGENIERÍA Y
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
erzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
das.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión,
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Paramonga
Huacho la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Paramonga Nueva – Huacho, proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
erzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Paramonga
problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
ar el anteproyecto para el reforzamiento
Huacho, proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
nciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también
neas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
1016
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno seránpodrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridadterreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aislaincrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las sde acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las sub
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Paramonga
Nueva - Huacho.
S INGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las sde acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las sub
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Paramonga
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser
y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Paramonga
1017
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
39 / 167
Norte)
1018
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Potencia actual
Porcentaje a repotenciar
Potencia futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos
transmisión.
S INGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-REP
: 220 kV
: L-2213
Año de puesta en servicio : 1980
Longitud de la Línea : 55,6 km
ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : vertical
Conductor de fase : ACAR de 400 mm² de sección.
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: No tiene
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 243 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
40 / 167
principales características técnicas de la línea
ACAR de 400 mm² de sección.
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de campo, similar al realizado para cada línea de
1019
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Paramonga Nueva
Plan Robusto (2020).
S INGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Paramonga Nueva – Huacho incluida en el
Plan Robusto (2020).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Huacho incluida en el
1020
“Reforzamiento de Líneas de Tr
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
42 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1021
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Paramonga Nueva - Huacho
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Paramonga Nueva - Huacho Reforzamiento de 152 a 243 MVA; (60%) 830830
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años) 10325128
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325128
Costo(10^3 USD $)
1022
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los si
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en l
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
S INGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
44 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
guientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
a tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1023
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
45 / 167
Reforzamiento de Líneas
1024
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV ZAPALLAL 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Zapallal
los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (segú
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Zapallal
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor de
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV ZAPALLAL - HUACHO
presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
kV. Zapallal – Huacho, contenida en el PT y que no está incluido en
los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Zapallal – Huacho”, que está incluido en e
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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HUACHO
presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Huacho, contenida en el PT y que no está incluido en
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Huacho”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
1025
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no inc
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
j) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
k) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
l) Exportación de ener
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Huacho la problemática del diagnó
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para
de la L.T. 220 kV. Zapallal
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisisu capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Huacho la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Zapallal – Huacho, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
ís son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
luyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Zapallal –
stico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
el reforzamiento
Huacho, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
ón en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
ís son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
1026
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en travanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseobtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama un
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Huacho.
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
drán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
nea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Zapallal
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
a elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, mos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
ño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
nea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
ifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Zapallal -
1027
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Norte)
1028
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Potencia actual
Porcentaje a repote
Potencia futura 7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, simil
transmisión.
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : REP
: 220 kV
: L-2212
Año de puesta en servicio : 1980
Longitud de la Línea : 107,1 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : vertical
Conductor de fase : ACAR de 400 mm² de sección.
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: No tiene
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 243 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
tos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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características técnicas de la línea
ACAR de 400 mm² de sección.
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
tos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
ar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
1029
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de c
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Zapallal – Huacho incluida en el Plan
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Huacho incluida en el Plan
1030
“Reforzamiento de Líneas de Transmisi
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
52 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1031
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Zapallal - Huacho
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Zapallal - Huacho Reforzamiento de 152 a 243 MVA; (60%) 830830
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años) 103
128
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325128
Costo(10^3 USD $)
1032
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se pro
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en lo
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
pone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
s siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1033
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Reforzamiento de Líneas
1034
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV ZAPALLAL 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto
L.T. 220 kV. Zapallal
incluido en los proyectos vinculantes. Este anteproyecto Incluye el
seccionamiento de la LT 220 kV Zapallal
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuer
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Zapallal
Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del P
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
asociado será desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV ZAPALLAL – PARAMONGA NUEVA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
na los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Zapallal – Paramonga Nueva, contenida en el PT y que no está
incluido en los proyectos vinculantes. Este anteproyecto Incluye el
seccionamiento de la LT 220 kV Zapallal – Paramonga Nueva en Huacho.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Zapallal – Paramonga Nueva”, que está incluido en el
Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
asociado será desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
o, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
56 / 167
PARAMONGA NUEVA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
na los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
para el reforzamiento de la
Paramonga Nueva, contenida en el PT y que no está
incluido en los proyectos vinculantes. Este anteproyecto Incluye el
Paramonga Nueva en Huacho.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
zos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Paramonga Nueva”, que está incluido en el
Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
lan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
o, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
1035
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
m) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
n) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
o) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico c
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Paramonga Nueva la problemática del diagnóstico se indica en el Cuadro N°
1, así como su respectivo plan analizado ante la congestión.
Cuadro Nº 01
Planes ante congestiónRepotenciar Línea de Transmisión
en 60% Seccionar Línea de Transmisión en
Huacho
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Zapallal
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el
2020) del PT.
SINGENIERÍA Y
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Paramonga Nueva la problemática del diagnóstico se indica en el Cuadro N°
1, así como su respectivo plan analizado ante la congestión.
Cuadro Nº 01 : Problemática del Diagnóstico
Planes ante congestión Problemática del diagnóstico Repotenciar Línea de Transmisión Sobrecarga en L.T. 220 kV Zapallal
Paramonga Nueva Seccionar Línea de Transmisión en Sobrecarga en L.T. 220 kV Paramonga Nueva
- Huacho
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Zapallal – Paramonga Nueva, proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
on la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Zapallal –
Paramonga Nueva la problemática del diagnóstico se indica en el Cuadro N°
Sobrecarga en L.T. 220 kV Zapallal -
Sobrecarga en L.T. 220 kV Paramonga Nueva
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Paramonga Nueva, proyecto no incluido como
Plan Robusto (año
1036
4.2 Descripción del Reforzamiento 4.2.1 Repotenciar línea de transmisión en 60%
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del condo estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel d
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 caisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermed
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trab
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
SINGENIERÍA Y
Descripción del Reforzamiento
Repotenciar línea de transmisión en 60%
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del condo estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 caisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
y barra, transformadores de corriente, trampas de
1037
4.2.2 Seccionamiento de la LT 220 kV Zapallal
El seccionamiento de la línea 220 kV Zapallal
produce en las inmediaciones de la subestación Huacho y considera el
enlace 220 kV a la subestación y el equipamiento de 02 celdas de línea (01
de llegada de Zapallal y 01 salida a Paramonga Nueva) y demás sistemas
complementarios de protección, control, medición, c
y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
Dicho equipamiento forma parte del Proyecto de Ampliación IX impulsado por
ISA-REP, aprobado por el MEM, y cuya implementación será culminada en el
año 2012. Dicho proyecto considera el cambio de configuración de simple a
doble barra por lo que el equipamiento de patio de cada celda será como
sigue:
• 02 seccionadores de barra 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
• 01 interruptor de barra 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
• 03 transformadores de corriente 245 kV, 400
Cl 0.2, 3x20VA
• 01 seccionador de línea 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
• 03 transformadores de tensión capacitivo 245 kV, 1050 kV, 220:
0.1:√3 / 0.1:
• 02 trampas de onda
5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Zapa
Paramonga Nueva.
SINGENIERÍA Y
Seccionamiento de la LT 220 kV Zapallal – Paramonga Nueva en Huacho
El seccionamiento de la línea 220 kV Zapallal – Paramonga Nueva se
las inmediaciones de la subestación Huacho y considera el
enlace 220 kV a la subestación y el equipamiento de 02 celdas de línea (01
de llegada de Zapallal y 01 salida a Paramonga Nueva) y demás sistemas
complementarios de protección, control, medición, comunicaciones, pórticos
y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
Dicho equipamiento forma parte del Proyecto de Ampliación IX impulsado por
REP, aprobado por el MEM, y cuya implementación será culminada en el
o proyecto considera el cambio de configuración de simple a
doble barra por lo que el equipamiento de patio de cada celda será como
02 seccionadores de barra 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
01 interruptor de barra 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
transformadores de corriente 245 kV, 400-800/1/1/1/1 A, 1x20VA
Cl 0.2, 3x20VA – 5P20
01 seccionador de línea 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
03 transformadores de tensión capacitivo 245 kV, 1050 kV, 220:
3 / 0.1:√3 , 50 VA cl 0.2, 50 VA 3P
trampas de onda
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Zapa
Paramonga Nueva.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Paramonga Nueva en Huacho
Paramonga Nueva se
las inmediaciones de la subestación Huacho y considera el
enlace 220 kV a la subestación y el equipamiento de 02 celdas de línea (01
de llegada de Zapallal y 01 salida a Paramonga Nueva) y demás sistemas
omunicaciones, pórticos
y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares, obras civiles, etc.
Dicho equipamiento forma parte del Proyecto de Ampliación IX impulsado por
REP, aprobado por el MEM, y cuya implementación será culminada en el
o proyecto considera el cambio de configuración de simple a
doble barra por lo que el equipamiento de patio de cada celda será como
02 seccionadores de barra 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
800/1/1/1/1 A, 1x20VA
01 seccionador de línea 245 kV, 1050 kV, 2000 A, 40 kA
03 transformadores de tensión capacitivo 245 kV, 1050 kV, 220:√3 /
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Zapallal –
1038
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
60 / 167
Norte)
1039
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a reforzar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de
cuadro Nº 02. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada lí
transmisión.
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a reforzar:
Empresa Propietaria : ISA-REP
: 220 kV
: L-2214
Año de puesta en servicio : 2008
Longitud de la Línea : 162,6 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : vertical
fase : ACAR de 400 mm² de sección y
AEROZ de 455 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: No tiene
: 180 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 288 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 02. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada lí
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
61 / 167
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACAR de 400 mm² de sección y
AEROZ de 455 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 02. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
1040
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830
En el cuadro Nº 03 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Zapallal
Plan Robusto (2020). Este presupu
en la subestación huacho (de acuerdo a lo indicado en el ítem 4.2.2).
SINGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 03 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Zapallal – Paramonga Nueva incluida en el
Plan Robusto (2020). Este presupuesto incluye el seccionamiento de la línea
en la subestación huacho (de acuerdo a lo indicado en el ítem 4.2.2).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 03 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Paramonga Nueva incluida en el
esto incluye el seccionamiento de la línea
en la subestación huacho (de acuerdo a lo indicado en el ítem 4.2.2).
1041
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 02 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
63 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1042
Cuadro Nº 03:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muydependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condicioneaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidoPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que opcondiciones similares. Siendo por tanto este pre
LT 220 kV Zapallal - Paramonga NuevaEnlace 220 kV Huacho a Zapallal - Paramonga NuevaPatio 220 kV Huacho
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 03: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que opcondiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Zapallal - Paramonga Nueva Reforzamiento de 180 a 288 MVA; (60%) Enlace 220 kV Huacho a Zapallal - Paramonga Nueva
3.0003.905
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
64 / 167
particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con
s a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83075
3.0003.905485117602
Costo(10^3 USD $)
1043
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el P
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Trans
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
65 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
lan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
ollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
misión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1044
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
66 / 167
Reforzamiento de Líneas
1045
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV PACHACHACA 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Pachachaca
en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN e
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Pachachaca
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de l
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV PACHACHACA - OROYA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Pachachaca - Oroya, contenida en el PT y que n
en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
queridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Pachachaca - Oroya”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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OROYA
del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Oroya, contenida en el PT y que no está incluido
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
n el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Oroya”, que está incluido en el Plan
Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
as opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
1046
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generaci
condiciones:
p) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
q) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
r) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Pachachaca
Oroya la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda e
un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Pachachaca
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros paíse(para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Pachachaca
Oroya la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Pachachaca - Oroya, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros paíse(para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
68 / 167
2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ón del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Pachachaca -
Oroya la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
l reforzamiento de esta línea de transmisión en
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
ncluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de implica cambios del conductor activo
o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
1047
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno;no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir l
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximaisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estruct
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Pachachaca
- Oroya.
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
s de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
res de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Pachachaca
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NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e adamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
res de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Pachachaca
1048
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE
INGENIERÍA Y PROYECTOS
70 / 167
Norte)
1049
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-Perú
: 220 kV
: L-2224
Año de puesta en servicio : 1984
Longitud de la Línea : 21,6 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : horizontal
Conductor de fase : ACSR de 636,6 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 02 EHS 51 mm²
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 243 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
aborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
r lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
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NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACSR de 636,6 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
aborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
r lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
1050
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Pachachaca
Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Pachachaca - Oroya incluida en el Plan
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
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De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Oroya incluida en el Plan
1051
“Reforzamiento de Líneas de Transmis
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE
INGENIERÍA Y PROYECTOS
73 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1052
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Pachachaca - Oroya
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Pachachaca - Oroya Reforzamiento de 152 a 243 MVA; (60%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE
INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325
128
Costo(10^3 USD $)
1053
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los si
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en l
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
75 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
guientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
a tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1054
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE
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Reforzamiento de Líneas
1055
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV OROYA
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Oroya
en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondien
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Oroya
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la li
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV OROYA - CARHUAMAYO
presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
kV. Oroya – Carhuamayo, contenida en el PT y que no está incluido
en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondien
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Oroya – Carhuamayo”, que está incluido en el Plan
to para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la li
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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CARHUAMAYO
presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Carhuamayo, contenida en el PT y que no está incluido
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Carhuamayo”, que está incluido en el Plan
to para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
1056
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los as
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
s) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
t) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
u) Exportación de energía al siste
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, median
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Oroya
Carhuamayo la problemática del diagnóstico es la sobrecar
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Oroya
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por ensu capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” compar(para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Oroya
Carhuamayo la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
la L.T. 220 kV. Oroya – Carhuamayo, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por ensu capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
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refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
ociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Oroya –
ga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Carhuamayo, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
adas a las capacidades nominales en otros países
1057
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las sigu
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roc
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo evanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagra
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Oroya
Carhuamayo.
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Oroya
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NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, n tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
ma unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Oroya -
1058
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE
INGENIERÍA Y PROYECTOS
80 / 167
Norte)
1059
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso d
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-Perú
: 220 kV
: L-2259
Año de puesta en servicio : 2002
Longitud de la Línea : 76,1 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : triangular
Conductor de fase : ACSR de 636,6 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 02 EHS 50 mm²
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 243 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso d
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACSR de 636,6 mm² de sección
ía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
1060
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Oroya
Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
n costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Oroya – Carhuamayo incluida en el Plan
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
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De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Carhuamayo incluida en el Plan
1061
“Reforzamiento de Líneas de Transmis
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE
INGENIERÍA Y PROYECTOS
83 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1062
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Oroya - Carhuamayo
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Oroya - Carhuamayo Reforzamiento de 152 a 243 MVA; (60%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325
128
Costo(10^3 USD $)
1063
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se pro
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en lo
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE
NGENIERÍA Y PROYECTOS
85 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
pone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
s siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1064
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE
INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Reforzamiento de Líneas
1065
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIRU 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento
L.T. 220 kV. Viru
está incluido en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Viru
el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
asociado será desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se c
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIRU – TRUJILLO NORTE (CIRCUITO 1)
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento
L.T. 220 kV. Viru – Trujillo Norte (Circuito 1), contenida en el PT y que no
está incluido en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Viru – Trujillo Norte (Circuito 1)”, que está incluido en
el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
iado será desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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TRUJILLO NORTE (CIRCUITO 1)
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Trujillo Norte (Circuito 1), contenida en el PT y que no
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
ircuito 1)”, que está incluido en
el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
oncluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
1066
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
v) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
w) Expansión de la Oferta que determina que centrales
construidas.
x) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Viru
Norte (circuito 1) la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 30% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Viru
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
2020) del PT.
4.2 Descripción del Ref
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidadesel país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Viru
Norte (circuito 1) la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 30% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Viru – Trujillo Norte (circuito 1), proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
Descripción del Ref orzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Viru – Trujillo
Norte (circuito 1) la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Trujillo Norte (circuito 1), proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también
actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
1067
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desdeterreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distanci
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que pcomo el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Viru
Trujillo Norte (Circuito
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de
los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
AS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Viru
Trujillo Norte (Circuito 1).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
89 / 167
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser
el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, a al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
resenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una la cual se haya analizado las soluciones
de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Viru –
1068
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
90 / 167
Norte)
1069
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos
transmisión.
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-REP
: 220 kV
Año de puesta en servicio : 1999
Línea : 80 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : horizontal
Conductor de fase : ACAR de 608 mm² de sección
Estructuras soporte : Postes de Madera
: No tiene
: 152 MVA.
rcentaje a repotenciar : 30%
: 198 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
91 / 167
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACAR de 608 mm² de sección
Postes de Madera
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
1070
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Viru
el Plan Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Viru – Trujillo Norte (circuito 1) incluida en
el Plan Robusto (2020).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
92 / 167
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Trujillo Norte (circuito 1) incluida en
1071
“Reforzamiento de Lí
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
93 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1072
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Viru - Trujillo Norte
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Viru - Trujillo Norte Reforzamiento de 152 a 198 MVA; (30%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
94 / 167
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
7247249022
112
Costo(10^3 USD $)
1073
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se pro
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en lo
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
95 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
pone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
s siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1074
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
96 / 167
Reforzamiento de Líneas
1075
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIRU 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el r
L.T. 220 kV. Viru -
incluido en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para l
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Indep
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Viru
el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el ante
asociado será desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIRU - TRUJILLO NORTE (CIRCUITO
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Trujillo Norte (Circuito 2), contenida en el PT y que no está
incluido en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Indep
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Viru - Trujillo Norte (Circuito 2)”, que está incluido en
el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el ante
asociado será desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
97 / 167
TRUJILLO NORTE (CIRCUITO 2)
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
eforzamiento de la
Trujillo Norte (Circuito 2), contenida en el PT y que no está
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
os que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
illo Norte (Circuito 2)”, que está incluido en
el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
1076
de proyectos incluidos en e
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
y) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
z) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
aa) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Viru
Norte (Circuito 2) la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 30% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Viru
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comp(para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Viru
Norte (Circuito 2) la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 30% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
. Viru - Trujillo Norte (Circuito 2), proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
98 / 167
l Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Viru - Trujillo
Norte (Circuito 2) la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Trujillo Norte (Circuito 2), proyecto no incluido como
proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
aradas a las capacidades nominales en otros países
1077
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las si
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la ro
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo evanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Viru
Trujillo Norte (Circuito 2).
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Viru
Trujillo Norte (Circuito 2).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
99 / 167
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, n tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Viru –
1078
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
100 / 167
Norte)
1079
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura 7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por enca
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-REP
: 220 kV
Año de puesta en servicio : 1979
Longitud de la Línea : 80 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : horizontal
Conductor de fase : ACAR de 498 mm² de sección
Estructuras soporte : Postes de Madera
: No tiene
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 30%
: 198 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
101 / 167
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACAR de 498 mm² de sección
Postes de Madera
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
rgo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
1080
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Viru
el Plan Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
cremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Viru - Trujillo Norte (Circuito 2) incluida en
el Plan Robusto (2020).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
102 / 167
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Trujillo Norte (Circuito 2) incluida en
1081
“Reforzamiento de Lí
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
103 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1082
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudiolevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculant Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Viru - Trujillo Norte
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudiolevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculant
Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Viru - Trujillo Norte Reforzamiento de 152 a 198 MVA; (30%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
104 / 167
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
7247249022
112
Costo(10^3 USD $)
1083
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se ir
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se ir
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) co
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
105 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1084
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
106 / 167
Reforzamiento de Líneas
1085
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV TINGO MARIA 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considera
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Tingo Maria
incluido en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los cor
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Tingo Maria
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV TINGO MARIA - VIZCARRA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
. 220 kV. Tingo Maria – Vizcarra, contenida en el PT y que no está
incluido en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los cor
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Tingo Maria – Vizcarra”, que está incluido e
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
107 / 167
VIZCARRA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
dos en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Vizcarra, contenida en el PT y que no está
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Vizcarra”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
1086
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Info
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
bb) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
cc) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
dd) Exportación de e
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria
Vizcarra la problemática del d
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto
de la L.T. 220 kV. Tingo Maria
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de tsu capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria
Vizcarra la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Tingo Maria – Vizcarra, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
108 / 167
rme Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria –
iagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
para el reforzamiento
Vizcarra, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
ransmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
1087
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanpodrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solovanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diag
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria
- Vizcarra.
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanpodrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
rama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria
1088
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
110 / 167
Norte)
1089
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conduct
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada lí
transmisión.
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ETESELVA
: 220 kV
: L-2252
Año de puesta en servicio : 1997
Longitud de la Línea : 173,5 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : triangular
Conductor de fase : ACSR de 591 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 01 EHS 50 mm²
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 243 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada lí
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACSR de 591 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
1090
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria
Robusto (2020).
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Tingo Maria – Vizcarra incluida en el Plan
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
112 / 167
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Vizcarra incluida en el Plan
1091
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
113 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1092
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durantelevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Tingo Maria - Vizcarra
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un
para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Tingo Maria - Vizcarra Reforzamiento de 152 a 243 MVA; (60%) 830830
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años) 103
128
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
114 / 167
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con
levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325128
Costo(10^3 USD $)
1093
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal q
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
IVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
115 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
ue permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
rollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1094
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
116 / 167
Reforzamiento de Líneas
1095
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV PARAGSHA
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmis
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Paragsha
en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de T
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamien
de Transmisión 220 kV Paragsha
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea inclui
desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en e
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV PARAGSHA - VIZCARRA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmis
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Paragsha – Vizcarra, contenida en el PT y que no está incluido
en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamien
de Transmisión 220 kV Paragsha – Vizcarra”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
117 / 167
VIZCARRA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Vizcarra, contenida en el PT y que no está incluido
ransmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Vizcarra”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
do en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
l Plan Robusto (año 2020), que considera
1096
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
ee) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
ff) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
gg) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Paragsha
Vizcarra la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 30% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Paragsha
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actualo estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nomi(para el mismo nivel de tensión).
S
INGENIERÍA Y
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Paragsha
Vizcarra la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
un 30% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Paragsha – Vizcarra, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Paragsha –
Vizcarra la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea,
cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Vizcarra, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de , no necesariamente implica cambios del conductor activo
o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
nales en otros países
1097
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conduct
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distanciaaisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de losobtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refu
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Paragsha
Vizcarra.
S
INGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
emoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
stalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de losobtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Paragsha
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
emoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
erzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Paragsha -
1098
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
120 / 167
Norte)
1099
6. CARACTERÍSTICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Potencia actual
Porcentaje a repotenciar
Potencia futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
S
INGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-Perú
: 220 kV
: L-2254
Año de puesta en servicio : 2002
Longitud de la Línea : 121,1 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : triangular
Conductor de fase : ACSR de 636,6 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 02 EHS 50 mm²
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 30%
: 198 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
mar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACSR de 636,6 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
mar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
1100
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea d
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Paragsha
Robusto (2020).
S
INGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Paragsha – Vizcarra incluida en el Plan
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
122 / 167
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Vizcarra incluida en el Plan
1101
“Reforzamiento de Líneas de
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
123 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1102
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Paragsha - Vizcarra
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Paragsha - Vizcarra Reforzamiento de 152 a 198 MVA; (30%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
7247249022112
Costo(10^3 USD $)
1103
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se pro
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en lo
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
S
INGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
125 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
pone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
s siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1104
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
126 / 167
Reforzamiento de Líneas
1105
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIZCARRA
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Vizcarra
en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (segú
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Vizcarra
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Info
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV VIZCARRA – CONOCOCHA
presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
kV. Vizcarra – Conococha, contenida en el PT y que no está incluido
en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Vizcarra – Conococha”, que está incluido e
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
127 / 167
CONOCOCHA
presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Conococha, contenida en el PT y que no está incluido
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Conococha”, que está incluido en el Plan
Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión.
En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto
indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
rme Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
1106
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
hh) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
ii) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
jj) Exportación de
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Vizcarra
Conococha la problemática del diagnóst
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 30% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el
de la L.T. 220 kV. Vizcarra
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisiónsu capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
abilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Vizcarra
Conococha la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 30% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el
de la L.T. 220 kV. Vizcarra – Conococha, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
án emplear las siguientes alternativas:
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Vizcarra –
ico es la sobrecarga de la misma
línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Conococha, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
1107
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte; encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Vizcarra
Conococha.
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
iseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte; encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Vizcarra
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
iseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte; encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Vizcarra –
1108
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
130 / 167
Norte)
1109
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a reforzar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍN EA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
transmisión a reforzar:
Empresa Propietaria : ETESELVA
: 220 kV
Año de puesta en servicio : 1997
Longitud de la Línea : 57 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : triangular
Conductor de fase : ACSR de 592 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 01 EHS 50 mm²
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 30%
: 198 MVA.
EA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
s datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACSR de 592 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
“Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
s datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
1110
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Vizcarra
Robusto (2020).
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Vizcarra – Conococha incluida en el Plan
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Conococha incluida en el Plan
1111
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
133 / 167
754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1112
Cuadro Nº 0
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la lílevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Vizcarra - Conococha
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 0 2: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Vizcarra - Conococha Reforzamiento de 152 a 198 MVA; (30%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
134 / 167
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento nea. Se requiere de un estudio de campo con
levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de una muestra representativa de líneas que operan en
7247249022112
Costo(10^3 USD $)
1113
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
bstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
e cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
UBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
135 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
bstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
e cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1114
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
136 / 167
Reforzamiento de Líneas
1115
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV CONO 1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al
L.T. 220 kV. Conococha
está incluido en los proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea
Marcona-Socabaya (según el criterio de confiabilidad N
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220
en el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante,
asociado será desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV CONO COCHA – PARAMONGA NUEVA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Conococha – Paramonga Nueva, contenida en el PT y que no
está incluido en los proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
royectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Conococha – Paramonga Nueva”, que está incluido
en el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
proyecto indicado sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto
asociado será desarrollado con mayor detalle.
PROBLEMÁTICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
137 / 167
PARAMONGA NUEVA
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
anteproyecto para el reforzamiento de la
Paramonga Nueva, contenida en el PT y que no
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
royectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Paramonga Nueva”, que está incluido
en el Plan Robusto para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de
Transmisión. En las siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el
el anteproyecto
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
1116
de proyectos incluidos en e
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
kk) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
ll) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
mm) Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Conococha
Paramonga Nueva la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
misma línea, para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV.
como proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto
(año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a l(para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Conococha
Paramonga Nueva la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
transmisión en un 60% más de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Conococha – Paramonga Nueva, proyecto no incluido
como proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto
(año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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l Plan Robusto (año 2020), que considera
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
ntrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Conococha –
Paramonga Nueva la problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la
para lo cual se recomienda el reforzamiento de esta línea de
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Paramonga Nueva, proyecto no incluido
como proyecto Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
as capacidades nominales en otros países
1117
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes a
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, yobtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
correspondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Conococha
– Paramonga Nueva.
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
ensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e entar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
rrespondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Conococha
Paramonga Nueva.
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e entar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar de los proyectos
rrespondientes al refuerzo de las líneas de transmisión de la zona Centro
Norte, encerrándose en color rojo la línea de transmisión 220 kV Conococha
1118
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Líneas a Reforzar (Zona Centro – Norte)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Norte)
1119
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser ob
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria : ETESELVA
: 220 kV
Año de puesta en servicio : 1997
Longitud de la Línea : 88,3 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : triangular
Conductor de fase : ACSR de 592 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: 01 EHS 50 mm²
: 152 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 60%
: 243 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACSR de 592 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
tenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
1120
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Conococha
en el Plan Robusto (2020).
SINGENIERÍA Y
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Conococha – Paramonga Nueva incluida
en el Plan Robusto (2020).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Paramonga Nueva incluida
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“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1122
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante. Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Conococha - Paramonga Nueva
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio delevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
or esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Conococha - Paramonga Nueva Reforzamiento de 152 a 243 MVA; (60%) 830830
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años) 10325128
Descripción Costo(10^3 USD $)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento dependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo con levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo aproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en
83083010325128
Costo(10^3 USD $)
1123
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la t
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
uyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
abla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1124
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Reforzamiento de Líneas
1125
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV ICA
1. ALCANCES
El presente informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
L.T. 220 kV. Ica –
proyectos vinculantes.
2. INTRODUCCIÓN
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
anteproyectos.
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Marcona-Socabaya (según el criterio de
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Ica
para el año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión. En las
siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto indicado
sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
3. PROBLEMÁ TICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SINGENIERÍA Y
LINEA DE TRANSMISIÓN 220 KV ICA - MARCONA
informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22° de la Resolución Ministerial Nº 129 -2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Marcona, contenida en el PT y que no está incluido en los
proyectos vinculantes.
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia
Socabaya (según el criterio de confiabilidad N-1). Estos proyectos
son los requeridos por el SEIN hasta el año horizonte 2020.
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
de Transmisión 220 kV Ica – Marcona”, que está incluido en el Plan Robusto
l año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión. En las
siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto indicado
sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
desarrollado con mayor detalle.
TICA DEL DIAGNÓSTICO
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
oyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
147 / 167
informe se desarrolló según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
El presente informe corresponde al anteproyecto para el reforzamiento de la
Marcona, contenida en el PT y que no está incluido en los
El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión consigna la Lista
de Proyectos para los que se han desarrollado los correspondientes
El Plan Robusto para el SEIN en el año horizonte 2020, propone la
implementación de 14 refuerzos en líneas que conforman el Sistema
Garantizado de Transmisión y una nueva línea en 500 kV Independencia-
1). Estos proyectos
El presente informe desarrolla el anteproyecto del “Reforzamiento de la Línea
Marcona”, que está incluido en el Plan Robusto
l año 2020 dentro del estudio del Primer Plan de Transmisión. En las
siguientes revisiones del Plan de Transmisión, cuando el proyecto indicado
sea incluido en el Plan Vinculante, el anteproyecto asociado será
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo PT, se concluye en el acápite 5 del Informe Final la lista
oyectos incluidos en el Plan Robusto (año 2020), que considera
1126
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados a
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
condiciones:
nn) Crecimiento de la Demanda en el Perú.
oo) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
pp) Exportación de energía al sistema de Bra
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Ica
problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la mi
se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en un 30% más
de su capacidad nominal.
4. MEMORIA DESCRIPTIVA 4.1 Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
de la L.T. 220 kV. Ica
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
4.2 Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de su capacidad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capac(para el mismo nivel de tensión).
SINGENIERÍA Y
refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
lograr la confiabilidad N-1 en regiones con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Crecimiento de la Demanda en el Perú.
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas.
Exportación de energía al sistema de Brasil.
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
de confiabilidad, mediante el criterio N-1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Ica
problemática del diagnóstico es la sobrecarga de la misma línea, para lo cual
se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en un 30% más
de su capacidad nominal.
MEMORIA DESCRIPTIVA
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
0 kV. Ica – Marcona, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
Descripción del Reforzamiento
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de idad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo
o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en el país son “bajas” comparadas a las capacidades nominales en otros países (para el mismo nivel de tensión).
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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refuerzos en líneas existentes y la implementación de líneas nuevas para
1 en regiones con conexiones radiales.
l desarrollo de las
centrales de Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
En el acápite 5.2 del Informe Final del Estudio del Primer Plan de
Transmisión se presenta el Diagnóstico de los Problemas del SEIN en el año
horizonte (2020), indicando posibles problemas de congestión, como también
1. Las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 del Informe
Final indican la problemática del diagnóstico con la que se vincula cada
proyecto no vinculante. Para la línea de transmisión 220 kV Ica – Marcona la
sma línea, para lo cual
se recomienda el reforzamiento de esta línea de transmisión en un 30% más
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto para el reforzamiento
Marcona, proyecto no incluido como proyecto
Vinculante, el cual ha sido consignado en el Plan Robusto (año 2020) del PT.
El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 30 o 60% por encima de idad actual, no necesariamente implica cambios del conductor activo
o estructuras; existen soluciones más económicas. Considerando también que las capacidades actualmente declaradas de las líneas de transmisión en
idades nominales en otros países
1127
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternati
1) Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
2) Retensado d
3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
4) Empleo de aisladores del tipo incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo
5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo evanos críticos).
6) Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones de acuerdo al diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo. 5. DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagram
reforzamiento en la zona Sur, encerrándose en color rojo la línea de
transmisión 220 kV Ica
SINGENIERÍA Y
Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se podrán emplear las siguientes alternativas:
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del terreno y/o dureza de la roca.
Retensado del conductor, para disminuir la flecha.
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
Empleo de aisladores del tipo Superfog, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2 aisladores tipo Superfog pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el AAAC o AEROZ (solo en tramos que involucren muchos vanos críticos).
Instalación de estructuras intermedias.
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
diseño original de la línea, y principalmente de los resultados obtenidos de los trabajos de campo.
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
onda, etc. en donde se podría requerir su reemplazo.
DIAGRAMAS UNIFILARES
En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto de
reforzamiento en la zona Sur, encerrándose en color rojo la línea de
transmisión 220 kV Ica – Marcona.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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Al incrementarse la potencia de transmisión en las líneas, las distancias de seguridad de los conductores al terreno serán menores, por lo tanto se
Remoción del terreno; mediante excavación en los vanos en las que no se cumpla con las distancias de seguridad. Este trabajo deberá ser evaluado desde el punto de vista de seguridad y accesibilidad del
Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.
, para elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo en aproximadamente 30 cm. (2
pueden reemplazar a 4 aisladores estándar).
Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, n tramos que involucren muchos
Sin embargo, las soluciones a emplear recién podrán ser definidas en una etapa posterior de la ingeniería, en la cual se haya analizado las soluciones
diseño original de la línea, y principalmente de los resultados
Asimismo, la capacidad de transmisión de la línea podría estar también
limitada por la capacidad de los equipos de patio en las subestaciones
la línea de transmisión, tales como interruptores de potencia,
seccionadores de línea y barra, transformadores de corriente, trampas de
a unifilar del proyecto de
reforzamiento en la zona Sur, encerrándose en color rojo la línea de
1128
Fig. Nº 01
Fig. Nº 01 : Diagrama Unifilar de Línea a Reforzar (Zona Sur)
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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1129
6. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
de transmisión a repotenciar:
Empresa Propietaria
Nivel de Tensión
Código de la línea
Año de puesta en servicio
Longitud de la Línea
Número de ternas instaladas
Disposición de conductores
Conductor de fase
Estructuras soporte
Cable de guarda
Capacidad actual
Porcentaje a repotenciar
Capacidad futura
7. RUTA DE LA LÍNEA La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
de línea.
8. PRESUPUESTO Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se a
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
transmisión.
SINGENIERÍA Y
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
repotenciar:
Empresa Propietaria : ISA-REP
: 220 kV
: L-2211
Año de puesta en servicio : 1976
Longitud de la Línea : 155 km
Número de ternas instaladas : una (01)
Disposición de conductores : triangular
Conductor de fase : ACAR de 442,7 mm² de sección
Estructuras soporte : Torres de celosía de acero
galvanizado.
: No tiene
: 141 MVA.
Porcentaje a repotenciar : 30%
: 183 MVA.
RUTA DE LA LÍNEA
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Robusto (2020) se ha tomado como referencia el Estudio “Repotenciación de
las Líneas de Transmisión en 220 kV de ISA-REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
de Energía y Minas a ISA-REP.
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se a
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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A continuación se indican las principales características técnicas de la línea
ACAR de 442,7 mm² de sección
Torres de celosía de acero
La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo
Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas del Plan
Estudio “Repotenciación de
REP” (con nivel de
Anteproyecto) elaborado por la consultora CESEL por encargo del Ministerio
Los presupuestos a diferentes niveles de repotenciación se adjuntan en el
cuadro Nº 01. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud
de la línea, por lo tanto, éstos deberán ser obtenidos posteriormente a través
de un estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de
1130
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
1) Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
2) Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Ica
(2020).
SINGENIERÍA Y
De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
obtuvo un costo promedio de repotenciación por línea de:
Incremento de capacidad en 30%; USD $ 724 443
Incremento de capacidad en 60%; USD $ 830 138
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
de la línea de transmisión 220 kV Ica – Marcona incluida en el Plan Robusto
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se
En el cuadro Nº 02 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento
Marcona incluida en el Plan Robusto
1131
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA
Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA
1 Mantaro - Pomacocha L -22012 Mantaro - Pomacocha L -22023 Pomacocha - San Juan L-22054 Pomacocha - San Juan L-22065 Mantaro - Huancavelica L-22036 Mantaro - Huancavelica L-22047 Huancavelica - Independencia L-22038 Huancavelica - Independencia L-22319 Mantaro - Pachachaca L-221810 Mantaro - Pachachaca L-221911 Pachachaca - Callahuanca L-222212 Pachachaca - Callahuanca L-222313 Pachachaca - Pomacocha L-222614 Mantaro - Huayucachi L-222015 Huayucachi - Zapallal L-2221
ITEM LINEA
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
Cuadro Nº 01 : Presupuesto según Estudio
“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”
: Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP
Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81Pomacocha - San Juan L-2205 113,62Pomacocha - San Juan L-2206 113,62Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47Huancavelica - Independencia L-2203 181,32Huancavelica - Independencia L-2231 181,32Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09
730.974 742.082
Presupuesto (US$)Longitud (km)
Presupuesto (US$)180 MVA 190 MVA
603.994299.049 307.480594.957
478.778 494.331293.469289.847
221.890 222.553333.234 342.750
419.9491.048.564 1.052.625416.057
323.068 324.916161.775145.755
515.534 521.637167.833 169.561
903.0363.879.538 4.063.353
TOTAL ( US$ )Porcentual ( % )
10.309.854 10.623.511100% 103%
864.776
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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754.233
Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)200 MVA
615.724316.492510.779298.242223.220352.268423.843
1.067.908333.693190.645529.839171.288949.796
4.206.475
10.944.445106%
1132
Cuadro Nº 02:
Nota: El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la lílevantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISAPlan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como uncondiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
LT 220 kV Ica - Marcona
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)Anualidad O y M (3%)Total Anual
Total
Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea
El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiendependerá de los criterios que se emplearon durante el estudio y en la construcción de la línea. Se requiere de un estudio de campo levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener unaproximado, lo cual no es justificable para un proyecto de repotenciamiento que no es parte del Plan Vinculante.
Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los proyectos de ISA-REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de Plan Vinculante, para pronta ejecución. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra representativa de líneas que operan en condiciones similares. Siendo por tanto este presupuesto referencial.
Reforzamiento de 141 a 183 MVA; (30%)
Anualidad de la Inversión (12%, 30 años)
Descripción Costo(10^3 USD $)
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El costo de repotenciación de una línea de transmisión es muy particular para cada proyecto, pues la magnitud del reforzamiento nea. Se requiere de un estudio de campo con
levantamiento topográfico para conocer las condiciones a la que está operando la línea de transmisión, y así poder obtener un costo no es parte del Plan Vinculante.
REP, que corresponden a anteproyectos a nivel de a muestra representativa de líneas que operan en
7247249022112
Costo(10^3 USD $)
1133
9. CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
No obstante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
10. NIVELES DE CORTOCIRCUITO
El análisis de cortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL
Como ya se indicó, los proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
ante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
NIVELES DE CORTOCIRCUITO
ortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
155 / 167
CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN HASTA LA PUESTA EN
el Plan Robusto (2020) se irán
incluyendo en el Plan Vinculante en las futuras revisión del Plan de
Transmisión, y cuando esto ocurra se desarrollarán los correspondientes
anteproyectos con un nivel de detalle tal que permita estimar un cronograma.
ante, en la Figura Nº 02 se propone un cronograma preliminar que se
inicia luego de aprobado el Plan de Transmisión correspondiente, con un
tiempo estimado hasta la puesta en operación comercial de 18 meses.
ortocircuito fue evaluado en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
mbari y CH Paquitzapango) con
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
1134
Fig. Nº 02 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial – Reforzamiento de Líneas
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
156 / 167
Reforzamiento de Líneas
1135
3.2 ANTEPROYECTOS DEL PLAN ROBUSTO 20TRANSMISIÓN EN 500 KV INDEPENDENCIA Y SUBESTACIONES
3.2.1 Diagnóstico
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo del Primer Plan de Transmisión (PT), elaborado por el
COES, se concluye en el Informe
Plan Robusto (año 2020), el cual considera refuerzos de líneas y la
implementación de líneas nuevas para lograr la confiabilidad N
con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen lo
Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes condiciones:
a) Crecimiento de la Demanda en el Perú
b) Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas
c) Exportación de Potencia al Sistema de Brasil
3.2.2 Memoria Descriptiva Objetivo
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no
incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año
2020) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de
confiabilidad N-1.
Alcances
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
SINGENIERÍA Y
ANTEPROYECTOS DEL PLAN ROBUSTO 20 20 –TRANSMISIÓN EN 500 KV INDEPENDENCIA – MARCONA Y SUBESTACIONES
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo del Primer Plan de Transmisión (PT), elaborado por el
COES, se concluye en el Informe Final la lista de proyectos incluidos en el
Plan Robusto (año 2020), el cual considera refuerzos de líneas y la
implementación de líneas nuevas para lograr la confiabilidad N
con conexiones radiales.
Los refuerzos mencionados no incluyen los asociados al Sistema de
Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes condiciones:
Crecimiento de la Demanda en el Perú
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
construidas
Exportación de Potencia al Sistema de Brasil
Memoria Descriptiva
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no
incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año
2020) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del
artículo 22 de la Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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LÍNEA DE MARCONA – SOCABAYA
Como resultado de las opciones de expansión definidas (Planes Base,
Liviano, Medio y Fuerte) y los análisis eléctricos y de planeamiento realizados
durante el desarrollo del Primer Plan de Transmisión (PT), elaborado por el
Final la lista de proyectos incluidos en el
Plan Robusto (año 2020), el cual considera refuerzos de líneas y la
implementación de líneas nuevas para lograr la confiabilidad N-1 en regiones
s asociados al Sistema de
Generación del Oriente las cuales dependen de las siguientes condiciones:
Expansión de la Oferta que determina que centrales serán
El objetivo de este informe es elaborar el anteproyecto de los proyectos no
incluidos como proyectos Vinculantes consignados en el Plan Robusto (año
2020) del PT el cual corresponde a líneas nuevas bajo el criterio de
El presente informe se desarrollará según los alcances del numeral 22.2 del
MEM/DM “Criterios y
Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,
discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT (LT
Tintaya y Ampliación de
Subestaciones) y los considerados en el Plan Transitorio de Transmisión.
1136
Con resultado se considera la implementa
500 kV Independencia
Subestaciones con los siguientes alcances:
1) Línea de Transmisión en 500 kV Independencia
Socabaya de 721 km
2) Subestación Independencia 500 kV
3) Ampliación 500 kV de Subestación Marcona
4) Subestación Socabaya 500/220 kV de 300 MVA, incluye enlace 220
kV a subestación Socabaya existente
5) Ampliación 220 kV de Subestación Socabaya existente
3.2.3 Diagramas Unifilares
En la figura Nº 07 se adjunta el diagrama
SINGENIERÍA Y
Con resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión en
500 kV Independencia – Marcona – Socabaya y Ampliación de
Subestaciones con los siguientes alcances:
Línea de Transmisión en 500 kV Independencia
Socabaya de 721 km
Subestación Independencia 500 kV
ción 500 kV de Subestación Marcona
Subestación Socabaya 500/220 kV de 300 MVA, incluye enlace 220
kV a subestación Socabaya existente
Ampliación 220 kV de Subestación Socabaya existente
Diagramas Unifilares
En la figura Nº 07 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
158 / 167
ción de la Línea de Transmisión en
Socabaya y Ampliación de
Línea de Transmisión en 500 kV Independencia – Marcona –
Subestación Socabaya 500/220 kV de 300 MVA, incluye enlace 220
unifilar del proyecto en mención.
1137
Fig. Nº 07 : Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión en 500 kV Independencia
: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión en 500 kV Independencia – Marcona – Socabaya y Subestaciones
SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y PROYECTOS
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Socabaya y Subestaciones
1138
3.2.4 Características Técnicas Línea de Transmisión 500 kV Independen
La línea de transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes
características:
Características de diseño
Tensión nominal (kV)
Máxima tensión de operación
(kV)
Longitud de línea
Nº de circuitos
Capacidad Operativa/Térmica
de Transmisión (MVA)
Conductor
- Nº de conductores por fase
- Tipo y calibre
Aislamiento
- Longitud de línea de fuga
específica
- Tipo y material de aisladores
Estructuras
- Material
- Tipos
Cable de Guarda
- Nº de cables
- Tipos
Puesta a tierra
Ferretería
Subestación Independencia 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración
interruptor y medio y comprenderá el siguiente eq
SINGENIERÍA Y
Características Técnicas
Línea de Transmisión 500 kV Independen cia – Marcona - Socabaya
La línea de transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes
Características de diseño
Tensión nominal (kV) 500
Máxima tensión de operación 550
Longitud de línea 270 km. Independencia
451 km Marcona-Socabaya
Nº de circuitos 1
Capacidad Operativa/Térmica
de Transmisión (MVA)
1400/2200
Nº de conductores por fase
Tipo y calibre
A ser definidos por el consultor
Longitud de línea de fuga
material de aisladores
≥31 mm/kV
A ser definidos por el consultor
Reticuladas de acero galvanizado
A ser definidos por el consultor
Cable de Guarda
Nº de cables
2
EHS y OPGW
Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento
conductivo.
Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores)
Subestación Independencia 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración
interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento:
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
160 / 167
Socabaya
La línea de transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes
270 km. Independencia–Marcona
Socabaya
1400/2200
A ser definidos por el consultor
31 mm/kV
A ser definidos por el consultor
Reticuladas de acero galvanizado
A ser definidos por el consultor
jabalinas, cemento
Fierro Galvanizado (Aisladores)
Aluminio (Conductores)
Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración
1139
a) Celdas:
- 03 Celda de línea 500 kV (01 llegada de Chilca y 02 salidas a
Marcona)
b) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,
comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,
obras civiles.
Ampliación de S.E. Marcona 500 kV
La ampliación consta del equipamiento de 03 celda en 500 kV (01 de línea a
Independencia, 01 de línea a Socabaya y 01 celda de Reactor de línea), 01
Reactor de 200 MVAR y demás sistemas complementarios de protección,
control, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra,
servicios auxiliares, obras civiles, etc.. Dicho equipamiento deberá mantener
los criterios de diseño del proyecto “Línea 500 kV Chilca
– Montalvo y Subestaciones” recient
Iberoamérica.
Subestación Socabaya 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación preparada para una
configuración de interruptor y medio y comprenderá el siguiente
equipamiento:
a) Celdas:
-
-
-
-
-
-
e) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,
comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,
obras civiles.
Ampliación de S.E. Socabaya 220
Comprende la construcción de 02 celdas 220 kV en la subestación Socabaya
existente de configuración doble barra y demás sistemas complementarios.
Dicho equipamiento deberá mantener los criterios de diseño de la
subestación existente.
SINGENIERÍA Y
03 Celda de línea 500 kV (01 llegada de Chilca y 02 salidas a
Marcona)
Sistemas complementarios: Protección, control, medición,
comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,
obras civiles.
Ampliación de S.E. Marcona 500 kV
La ampliación consta del equipamiento de 03 celda en 500 kV (01 de línea a
Independencia, 01 de línea a Socabaya y 01 celda de Reactor de línea), 01
Reactor de 200 MVAR y demás sistemas complementarios de protección,
rol, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra,
servicios auxiliares, obras civiles, etc.. Dicho equipamiento deberá mantener
los criterios de diseño del proyecto “Línea 500 kV Chilca – Marcona
Montalvo y Subestaciones” recientemente otorgado en concesión a Asa
Subestación Socabaya 500/220 kV
Comprende la construcción de una nueva subestación preparada para una
configuración de interruptor y medio y comprenderá el siguiente
01 Celda de línea 500 kV (01 llegada de Marcona) que
servirá a su vez como celda de transformación
01 Celda de Reactor de Línea 500 kV
01 Reactor de 200 MVAR
04 Autotransformadores monofásicos de 200 MVA
01 Celda de Transformación en 220 kV
02 Celdas de enlace en 220 kV, incluye el enlace 220
kV a la Subestación Socabaya 220 kV.
Sistemas complementarios: Protección, control, medición,
comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,
Ampliación de S.E. Socabaya 220 kV (existente)
Comprende la construcción de 02 celdas 220 kV en la subestación Socabaya
existente de configuración doble barra y demás sistemas complementarios.
Dicho equipamiento deberá mantener los criterios de diseño de la
subestación existente.
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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03 Celda de línea 500 kV (01 llegada de Chilca y 02 salidas a
Sistemas complementarios: Protección, control, medición,
comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,
La ampliación consta del equipamiento de 03 celda en 500 kV (01 de línea a
Independencia, 01 de línea a Socabaya y 01 celda de Reactor de línea), 01
Reactor de 200 MVAR y demás sistemas complementarios de protección,
rol, medición, comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra,
servicios auxiliares, obras civiles, etc.. Dicho equipamiento deberá mantener
Marcona – Ocoña
emente otorgado en concesión a Asa
Comprende la construcción de una nueva subestación preparada para una
configuración de interruptor y medio y comprenderá el siguiente
01 Celda de línea 500 kV (01 llegada de Marcona) que
servirá a su vez como celda de transformación
04 Autotransformadores monofásicos de 200 MVA
nlace en 220 kV, incluye el enlace 220
Sistemas complementarios: Protección, control, medición,
comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,
Comprende la construcción de 02 celdas 220 kV en la subestación Socabaya
existente de configuración doble barra y demás sistemas complementarios.
Dicho equipamiento deberá mantener los criterios de diseño de la
1140
3.2.5 Rutas de Línea En figura Nº 08 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta
de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya
como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.
3.2.6 Presupuesto
En el cuadro Nº 05
línea nueva incluida en el Plan Robusto (2020) bajo el criterio de confiabilidad
N-1.
SINGENIERÍA Y
En figura Nº 08 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta
de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya
como parte del Plan Vinculante al Plan de Transmisión.
En el cuadro Nº 05 se adjunta el costo estimado de implementación de la
línea nueva incluida en el Plan Robusto (2020) bajo el criterio de confiabilidad
SUBDIRECCIÓN DE NGENIERÍA Y PROYECTOS
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En figura Nº 08 se adjunta un esquema preliminar de la ubicación de la ruta
de línea que se desarrollará con mayor detalle cuando el proyecto se incluya
se adjunta el costo estimado de implementación de la
línea nueva incluida en el Plan Robusto (2020) bajo el criterio de confiabilidad
1141
Fig. Nº 08 : Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión en 500 kV Independencia
: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión en 500 kV Independencia – Marcona
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Marcona – Socabaya
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Cuadro Nº 05: Resumen de Presupuesto Estimado LT 500 kV Independencia
Resumen de Presupuesto Estimado LT 500 kV Independencia – Marcona – Socabaya y Subestaciones
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Socabaya y Subestaciones
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3.2.7 Cronograma de Operación Comercial
La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se definirán en el
desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos
pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 09 se
propone un cronograma preliminar que se in
de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en
operación comercial de 43 meses.
3.2.8 Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Caso Nº 01 :
Caso Nº 02 :
Caso Nº 03 :
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
Nivel 220 kV :
Nivel 500 kV :
SINGENIERÍA Y
Cronograma de Operación Comercial
proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se definirán en el
desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos
pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 09 se
propone un cronograma preliminar que se inicia luego de aprobado el Plan
de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en
operación comercial de 43 meses.
Niveles de Cortocircuito
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Tambo 60) con exportación al Brasil.
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
io del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
incluidos en el Plan Robusto (2020) serán:
31,5 kA (40 kA valor estandarizado)
40 kA, valor estandarizado
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proyectos incluidos en el Plan Robusto (2020) se definirán en el
desarrollo de los futuros Planes de Transmisión, cuando éstos proyectos
pasen a formar parte del Plan Vinculante. No obstante, en la Figura Nº 09 se
icia luego de aprobado el Plan
de Transmisión correspondiente, con un tiempo estimado hasta la puesta en
El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:
20, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari) sin exportación al Brasil.
Año 2020, escenario Base (desarrollo de generación
hidroeléctrica CH Inambari y CH Paquitzapango) con
2020, escenario Optimista (desarrollo de
generación hidroeléctrica CH Inambari, CH
Paquitzapango, CH Mainique, CH Tambo 40 y CH
Los resultados de éste análisis se consignan en la tabla 5.30 del Informe
io del Primer Plan de Transmisión. Del cual los valores de
cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los proyectos
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Fig. Nº 09 : Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial LT 500 kV Independencia
: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial LT 500 kV Independencia – Marcona
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Marcona – Socabaya y Subestaciones
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