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Estudio de Impacto Ambiental Proyecto Eléctrico Línea de Transmisión 220 kV S.E. Paragsha II – S.E. Francoise

ECSA Ingenieros Capítulo II – Descripción del Proyecto / Pág. 1

CAPÍTULO II DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

2.1 GENERALIDADES En el presente capítulo se describen las características técnicas del Proyecto Eléctrico “Línea de Transmisión 220kV S.E. Paragsha II - S.E. Francoise”, que tiene como objetivo principal, reducir eventualmente el consumo de energía eléctrica desde el Sistema Interconectado Nacional (SINAC). El proyecto consiste en la construcción de un sistema de transmisión conformado por la ampliación de la subestación Paragsha II, la nueva subestación Francoise y la línea de transmisión, de 220 kV, S.E. Paragsha II – Francoise, con una longitud aproximada de 44.33km. El Proyecto comprende el desarrollo de estudios de ingeniería, gestión de permisos, gestión de procura, construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento.

2.2 CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO A continuación se describen las características generales de los tres componentes que forman el Proyecto: Ampliación de la Subestación Eléctrica Paragsha II, en una (01) celda de línea en

220 kV. Construcción de la Línea de Transmisión S.E. Paragsha II – S.E. Francoise, circuito

simple, de 44.33 km de longitud. Construcción de la Subestación Eléctrica Francoise, con un transformador de 50

MVA y tres celdas de distribución de 50 kV. En el cuadro 2.1 se muestran las características generales de este componente del Proyecto:

Cuadro 2.1 Características generales de la Línea de Transmisión S.E. Paragsha II – S.E. Francoise

Característica Detalle

Longitud (km) 44.35 Número de vértices 14 Tensión nominal del sistema (kV) 220 Frecuencia del Sistema (Hz) 60 Número de circuitos 1 Disposición de conductores Vertical Conductor de fase ACAR 1100 MCM Cable de guarda Un OPGW y un EHS – 50 mm2

Tipo de estructuras Torres de celosía tipo autosoportada de

acero galvanizado tipos DS, DA y DT Tipo de aisladores Vidrio templado Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor

2.3 UBICACIÓN El Proyecto en su integridad se ubica en la región de Pasco, provincia de Pasco, donde cruza los distritos de Simón Bolívar y Huayllay (ver Anexo 2.1 – Mapa de Ubicación - Ub).



En el cuadro 2.2 se indican las provincias y distritos por los que cruza la línea de transmisión:

Cuadro 2.2 Ubicación política del Proyecto

Línea de Transmisión

Región Provincia Distrito

S.E. Paragsha II – S.E. Francoise

Pasco Pasco Simón Bolívar

Huayllay Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor

La línea de transmisión se desarrolla entre la proximidad a la localidad de Huayllay, a una distancia de 10 km, y la ciudad de Cerro de Pasco, aproximadamente a 5 km de la subestación Paragsha y a 8 horas de la ciudad de Lima. La Línea consta de 118 estructuras de soporte. En el cuadro 2.3 se indican las coordenadas UTM de sus vértices:

Cuadro 2.3 Coordenadas de los vértices de la Línea de Transmisión S.E. Paragsha

II – S.E. Francoise

TRAZO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN CUADRO TÉCNICO

VÉRTICE

COORDENADAS UTM DATUM WGS84, ZONA 18

SUR TRAMO LONGITUD (m)

ESTE NORTE PARCIAL ACUMULADA

Pórtico 360144.58 8819893.05 - - -

V0 360125.44 8819922.42 Pórtico - V0 35.06 35.06

V0-A 360109.07 8819947.56 V0 - V0-A 30.00 65.06

V0-B 359975.85 8820058.82 V0-A - V0-B 173.57 238.63

V1 359816.21 8820072.85 V0-B - V1 160.26 398.89

V2 359583.50 8819744.70 V1 - V2 402.28 801.17

V3 359308.59 8819252.69 V2 - V3 563.61 1364.78

V4 358192.49 8818590.62 V3 - V4 1297.69 2662.47

V5 357731.48 8818280.28 V4 - V5 555.74 3218.21

V6 357562.11 8817782.92 V5 - V6 525.40 3743.61

V7 357801.54 8816969.80 V6 - V7 847.64 4591.25

V8 355251.33 8812391.32 V7 - V8 5240.80 9832.05

V9 355286.66 8809809.86 V8 - V9 2581.71 12413.76

V10 349970.16 8806148.40 V9 - V10 6455.34 18869.10

V11 343407.88 8798432.03 V10 - V11 10129.45 28998.55

V12 342654.84 8792474.63 V11 - V12 6004.81 35003.36

V13 343229.04 8789006.07 V12 - V13 3515.77 38519.13

V14 344645.94 8785612.53 V13 - V14 3677.46 42196.59

VF 346039.51 8784176.49 V14 - VF 2001.29 44197.88

Pórtico 346151.41 8784101.59 VF - Pórtico 134.65 44332.53

LONGITUD TOTAL: 44.33 km

FAJA DE SERVIDUMBRE: 25 m (12.5 m a cada lado del eje) En el Anexo 2.2 se presenta el Plano del Trazo de la Línea de Transmisión, con la ubicación de las estructuras de soporte y las subestaciones eléctricas



En el Anexo 2.3 se presenta el Plano en Planta de la Subestación Paragsha II En el Anexo 2.4 se presenta el Plano en Planta de la Subestación Francoise Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración por el Consultor

2.4 VÍAS DE ACCESO El acceso desde Lima al área del proyecto es a través de la Carretera Central, siguiendo la ruta: Lima – La Oroya – Carhuamayo – Huayllay, con una carretera asfaltada en el tramo de la carretera central y afirmado a partir de Huayllay. 2.5 FAJA DE SERVIDUMBRE La faja de servidumbre es la proyección sobre el suelo de la faja ocupada por los conductores más la distancia de seguridad, la que se debe verificar en cada vano donde existan predios de terceros, considerando los respectivos límites de la construcción a que tiene derecho el predio que colinda con el trazo de la línea. Como compensación, se pagará el derecho de servidumbre a las personas en cuyos predios se construyan instalaciones del Proyecto. El área a utilizarse de estos predios será mínima y las limitaciones de su uso por los propietarios son menores en cuanto a futuras construcciones y cultivos de gran altura. Los anchos mínimos de la faja de servidumbre están establecidos en el Código Nacional de Electricidad – Suministro (R.M. Nº 366-2001-EM/VME), sección 219.B.2, según la tensión nominal de la línea de transmisión. En el cuadro 2.4 se indican estos valores mínimos:

Cuadro 2.4 Anchos mínimos de fajas de servidumbre

Tensión Nominal de la Línea de Transmisión

(kV) Ancho de Faja*

(m) 10 – 15 6 20 – 36 11 60 – 70 16

115 – 145 20 Hasta 220 25

(*) El ancho de la faja se distribuye en partes iguales hacia ambos lados del eje de la línea de transmisión Fuente: Código Nacional de Electricidad

De acuerdo a lo indicado en el cuadro anterior, la línea de transmisión que se construirá como parte del presente Proyecto, tendrá un ancho de faja de servidumbre de 25 metros (12.5 metros a cada lado de su eje), considerando que la tensión nominal de la línea es 220kV. Siendo la longitud de la línea de transmisión 44.33 km, el área de servidumbre será aproximadamente 110.83 ha. La siguiente figura explica la forma como se aplica la normativa vigente referida a la faja de servidumbre:



Figura 2.1 Límite de faja de servidumbre

Elaboración del Consultor

2.5.1 Gestión de servidumbre Estará a cargo de ATN 1, quien atenderá directamente los trámites, permisos y pagos por este concepto. Al finalizar este proceso, se hará entrega del expediente completo a la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (DGE – MEM) para su aprobación y otorgamiento formal del derecho de servidumbre. 2.6 NORMAS DE DISEÑO A continuación se citan las normas empleadas para el diseño de las líneas de transmisión y subestaciones eléctricas del Proyecto: 2.6.1 Normativa nacional Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº 25844) Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. Nº 009-93-EM) Código Nacional de Electricidad – Suministro (R.M. Nº 366-2001-EM/VME) Código Nacional de Electricidad – Utilización (R.M. Nº 037-2006-MEM/DM) Reglamento Nacional de Edificaciones – RNE:

- Norma Técnica de Edificación E.020: Cargas - Norma Técnica de Edificación E.030: Diseño sismorresistente - Norma Técnica de Edificación E.050: Suelos y cimentaciones - Norma Técnica de Edificación E.060: Concreto armado - Norma Técnica de Edificación E.070: Albañilería - Norma Técnica de Edificación E.090: Estructuras metálicas

D: ANCHO DE LA FAJA DE SERVIDUMBRE

D/2 D/2

EJE DE LA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN

Límite de la faja de servidumbre

Límite de la faja de servidumbre

Torre de alta tensión

Faja de servidumbre donde está prohibida la instalación de predios y árboles por seguridad de la población y la línea

Vivienda afectada

Vegetación arbórea afectada



- Norma Técnica de Edificación IS.010: Instalaciones sanitarias para edificaciones

- Norma Técnica de Edificación EC.030: Subestaciones eléctricas - Norma Técnica de Edificación G.050: Seguridad durante la construcción

2.6.2 Normativa internacional

American Society for Testing and Materials – ASTM:

- ASTM B524 / B524M-99: Standard Specification for Concentric-Lay-Stranded Aluminum Conductors, Aluminum-Alloy Reinforced (ACAR, 1350/6201).

- ASTM B398 / B398M-02: Standard Specification for Aluminum-Alloy 6201-T81 Wire for Electrical Purposes.

- ASTM B233-97: Standard Specification for Aluminum 1350 Drawing Stock for Electrical Purposes.

- ASTM A36 / A36M-08: Standard Specification for Carbon Structural Steel (o equivalents).

- ASTM A572 / A572M-07: Standard Specification for High-Strength Low-Alloy Columbium-Vanadium Structural Steel.

- ASTM A123 / A123M-09: Standard Specification for Zinc (Hot-Dip Galvanized) Coatings on Iron and Steel Products.

- ASTM A153 / A153M-09: Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware.

- ASTM A153 / A153M-09: Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware.

American Concrete Institute – ACI. - ACI 318-2005: Building Code Requirements for Structural Concrete.

American Institute of Steel Construction – AISC. - Manual of Steel Construction: Allowable Stress Design.

International Electrotechnical Commission – IEC: - IEC 1597: Overhead Electrical Conductors - Calculation Methods for Stranded

Bare Conductors. - IEC 60826: Design Criteria of Overhead Transmission Lines. - IEC 60652: Loading Tests on Overhead Line Structures. - IEC 60383-1: Insulators for Overhead Lines with a Nominal Voltage Above 1000

V. Part 1: Ceramic or Glass Insulator Units for A.C. Systems – Definitions, Test Methods and Acceptance Criteria.

- IEC 60383-2 Insulators for Overhead Lines with a Nominal Voltage Above 1000 V. Part 2: Insulator Strings and Insulators Sets for A.C. Systems – Definitions, Test Methods and Acceptance Criteria.

- IEC 60120 Dimensions of Ball and Socket Couplings of String Insulator Units. - IEC 60468: Method of Measurement of Resistivity of Metallic Materials. - IEC 60794: Optical fibre cables.

American Society of Civil Engineers – ASCE. - ASCE 10-97: Design of Latticed Steel Transmission Structures.

International Organization for Standardization – ISO: - ISO 898-1/1999: Mechanical Properties of Fasteners made of Carbon Steel and

Alloy Steel. Part 1: Bolts, screws and studs. - ISO 898-2/1992: Mechanical Properties of Fasteners. Part 2: Nuts with

Specified Proof Load Values - Coarse Thread. Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE:

- ANSI1 / IEEE C2-2002: National Electrical Safety Code.

1 ANSI: American National Standards Institute.



- IEEE Std 524-2003: Guide to the Installation of Overhead Transmission Line Conductors.

- IEEE 1138: Standard Construction of Composite Fiber Optic Groundwire (OPGW) for Use on Electric Utility Power Lines.

- IEEE 664: Guide for Laboratory Measurement of the Power Dissipation Characteristics of Aeolian Vibration Dampers for Single Conductors.

- IEEE 691: Guide for Transmission Structure Foundation Design and Testing. Norma china GB/T-1591-94: High-Strength Low-Alloy Structural Steels (Q 235B

Standard Steel). United States Department of Agriculture – USDA.

- RUS Bulletin 1724E-300: Design Guide for Rural Substations. 2.7 CRITERIOS EMPLEADOS PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DEL

PROYECTO

2.7.1 Línea de transmisión 2.7.1.1 Selección del trazo El trazo de la línea de transmisión deberá cruzar por zonas que permitan el acceso

a las vías de transporte existentes. Se evitarán zonas con un alto potencial de geodinámica externa, ya que ello afecta

la seguridad de las estructuras. Se proyectarán alineamientos de gran longitud con el mínimo de cambios de

dirección (ángulos), procurando que estos no sean tan bruscos. En lo posible, deberán evitarse laderas con pendientes transversales pronunciadas,

a fin de que los vanos de las torres no sean muy cortos. En lo posible, el trazo de la línea de transmisión estará alejado de centros poblados,

comunidades o zonas de expansión urbana. Se minimizarán los cruces del trazo con ríos y carreteras. Se evitará proyectar el trazo de la línea de transmisión por las cumbres de los

cerros, porque ello aumenta la vulnerabilidad del sistema a descargas atmosféricas. Se tendrá en cuenta el otorgamiento de servidumbres. Se inspeccionará la ruta de la línea de transmisión proyectada mediante una evaluación arqueológica, con la finalidad de descartar la existencia de restos arqueológicos y obtener el correspondiente Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) y/o Resolución Directoral Nacional (RDN) emitida por el Ministerio de Cultura. 2.7.1.2 Obras civiles a) Apertura de accesos

Durante la etapa constructiva, para acceder a la ubicación de las estructuras de soporte de la línea de transmisión, será necesario construir y/o rehabilitar caminos carrozables o de herradura para el transporte de equipos y materiales que se utilizarán en la construcción de la línea, así como para realizar las actividades de mantenimiento durante su etapa operativa. Cuando no sea factible, se construirán caminos de acceso peatonal. Se aprovecharán los accesos existentes (carreteras, caminos, trochas, etc.), ensanchándolos y mejorando su resistencia, si ello fuera necesario, para el paso de las maquinarias. En caso que los accesos sean de carácter temporal, al finalizar la construcción de las obras, el Contratista restaurará las condiciones naturales que estas zonas mostraban antes de ser intervenidas.



b) Cimentaciones En general, de acuerdo al tipo de estructura de soporte utilizada, corresponde diseñar las cimentaciones considerando en primer lugar los esfuerzos a nivel de la cimentación y en segundo lugar las características de los tipos de suelos a encontrarse en el terreno. Como criterio general, las cimentaciones deben ser capaces de soportar la máxima carga de tracción (arranque) y transmitir al terreno una presión inferior a la presión máxima admisible. Es por esta razón que se elige, para cada tipo de estructura de soporte, los esfuerzos máximos de tracción y compresión, así como los esfuerzos de corte asociados. En general, el diseño de las cimentaciones será realizado tomando en cuenta los siguientes criterios: Deberán ser capaces de soportar las máximas solicitaciones de arranque,

compresión y fuerza horizontales que resultan del diseño estructural, tomando en cuenta las cargas de trabajo amplificadas por los factores de sobrecarga.

Las dimensiones serán determinadas en función de los tipos de terreno y sus características principales, tales como: - Capacidad de carga neta admisible del suelo a nivel del plano de fundación (σ

adm en kg/cm2) - Peso unitario del suelo gravante sobre fundación (ρu, en kg/m3) - Angulo de carga o arrancamiento (β en º) - Angulo de fricción interna (Ø en º) - Cohesión (c en Tn/m2)

Las fundaciones de concreto armado consistirán de una zapata y fuste (columna) de sección cuadrada y dimensiones apropiadas para asegurar la estabilidad de la estructura y soportar las máximas solicitaciones de arranque, compresión y fuerza horizontales asociadas. Sus dimensiones dependerán de las características del terreno y de los tipos de torres. 2.7.1.3 Obras electromecánicas a) Estructuras de soporte

Teniendo en cuenta que la zona donde se ubica el Proyecto es típica de sierra eriaza y sin contaminación severa, se utilizarán torres metálicas autosoportadas de acero galvanizado, de forma tronco piramidal, resistentes a la corrosión. Las estructuras serán diseñadas de modo que no se presenten deformaciones permanentes en sus elementos metálicos y cada una tendrá su conexión eléctrica a tierra como medida de protección. Los tipos de estructuras de soporte se definirán según los siguientes criterios:

El número de ángulos (cambios de dirección) del trazo de las líneas de

transmisión. La configuración (topografía) del terreno. La longitud de la línea de transmisión. Las estructuras de anclaje de ángulo intermedio, que pueden usarse como

suspensión para vano viento grandes, siempre y cuando la distancia entre fases lo permita.



i. Hipótesis de cálculo de estructuras Teniendo en cuenta que la línea atraviesa altitudes entre 4000 a 4600 msnm, las torres serán calculadas considerando las características climáticas correspondientes a la zona 2. La acción del viento sobre los cables, aisladores y estructuras fue determinada según el Código Nacional de Electricidad Suministro 2011. Las hipótesis adoptadas para el cálculo de las estructuras son las siguientes: - Viento máximo transversal, cables intactos. - Hielo máximo. - Viento reducido transversal con hielo reducido, con desequilibrio longitudinal. - Rotura del cable de guarda: temperatura EDS, sin viento. - Rotura del cable conductor: una fase, temperatura EDS, sin viento. Para las torres terminales, las hipótesis adoptadas son las siguientes: - Viento máximo transversal, cables intactos. - Hielo máximo. - Viento reducido transversal con hielo reducido.

ii. Geometría y silueta Para definir la geometría y silueta de la estructura y la cabeza de la torre, se tomarán en cuenta las siguientes consideraciones:

- La distancia entre estructuras a lo largo del perfil de la línea de transmisión. - Los vanos (separaciones) horizontales y verticales entre conductores, limitados

por el máximo vano. - Las distancias mínimas de seguridad de fase a tierra para diferentes

condiciones de oscilación de la cadena de aisladores. - La distancia mínima entre fases a medio vano y el nivel de apantallamiento

requerido. - Las sobretensiones de voltaje que deberá soportar el aislamiento a las

diferentes alturas de instalación. - El número de circuitos, cables de guarda y el ángulo de protección hacia los

conductores activos, para evitar que sean impactados por descargas atmosféricas.

Para las estructuras de soporte, se utilizará la configuración que mejor se adapte al tipo de terreno, teniendo en cuenta la longitud de la línea de transmisión. De esta manera, las estructuras serán de acero galvanizado de alta resistencia, tipo celosía autosoportada, de doble circuito (se equipará sólo un circuito), que se unen entre sí por medio de pernos, arandelas y tuercas de acero de alta resistencia.

b) Aislamiento

En general el tipo y material de los aisladores a utilizar está adecuado a las características de la zona donde se ubica la línea de transmisión y toma en cuenta la práctica y experiencia de líneas de transmisión construidas en zonas similares en el Perú. Las alternativas más comunes son los aisladores de porcelana, vidrio y los poliméricos de goma de silicón. Para el presente proyecto se ha seleccionado el aislador de vidrio templado, cuyas características técnicas se adaptan



perfectamente a las condiciones de clima y porque no existen indicios de contaminación atmosférica del tipo salina.

c) Cable de guarda

El cable de guarda se utilizará con la finalidad de servir como protección contra descargas atmosféricas que podrían impactar directamente en los conductores activos y como medio para el sistema de telecomunicaciones. El número de cables de guarda para las zonas expuestas a caída de rayos, dependerá del tipo de estructura a usarse, el aislamiento, la puesta a tierra y el máximo número de salidas permitido.

d) Puesta a tierra El objetivo de las puestas a tierra (PAT) es proteger principalmente la vida de la personas contra los accidentes de tensión de toque o tensión de paso en la cercanías de torres que se ubican en zonas de circulación frecuente. Para dimensionar el sistema de puesta a tierra se toma en cuenta que la resistencia de puesta a tierra de las estructuras será de:

En zonas de altura mayor de 4500 msnm: 10 ohm En zonas de altura menor de 4500 msnm: 15 ohm

Las puestas a tierra también cumplen la función de facilitar el paso o la dispersión de las corrientes de falla hacia el terreno para que el sistema eléctrico se mantenga en un estado óptimo de funcionamiento. En la regla 036.B (Sistemas de puesta a tierra en punto) se establece que la resistencia de puesta a tierra no debe exceder 25 ohm. Estos valores no podrán ser mayores aún cuando la resistividad del terreno sea muy alta. Cuando esto no suceda, deberán agregarse contrapesos radiales que aseguren los valores señalados. La instalación de los sistemas de puesta a tierra de los apoyos se realizará de acuerdo a lo establecido en los planos y diseños del proyecto y los valores de resistividad medidos en el terreno.

2.7.2 Subestaciones eléctricas 2.7.2.1 Obras civiles a) Cargas

Las edificaciones, estructuras y todas sus partes, deberán ser capaces de resistir las cargas que se les imponga como consecuencia de su uso previsto. Estas actuarán en las combinaciones prescritas y no deberán causar esfuerzos ni deformaciones que excedan los señalados para cada material estructural en su Norma Técnica (del RNE) de diseño específica. En ningún caso, las cargas (de servicio) empleadas en el diseño serán menores que los valores mínimos establecidos en las Norma E.020 “Cargas” y E.030 “Diseño Sismorresistente” del Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE).



b) Explanación y ubicación

Para ubicar la zona del proyecto, se procederá a establecer las coordenadas geográficas UTM, ubicación nacional, regional y local. Los requerimientos de ubicación se establecen cumpliendo las normas rurales o urbanas y en coordinación con los planes de desarrollo futuros, evitando interferir con ellos (p.e. ampliaciones de carreteras, zonas de cultivo, canales de irrigación, etc.). Se buscará que el nivel final de plataforma asegure que la mayor cantidad de cimentaciones de las diferentes estructuras estén apoyadas en corte. El borde de la plataforma se definirá 2 m más alejado de la ubicación del cerco perimétrico (con respecto al centro de la subestación), para darle el confinamiento necesario a la cimentación de este cerco.

c) Edificaciones

La distribución de los ambientes de la subestación eléctrica se determinará en función al acceso, la morfología, el viento, asolamiento, tipo de suelo, drenaje, iluminación y la maniobrabilidad de los equipos de montaje y mantenimiento. El sistema estructural y materiales a utilizar, serán definidos en base a la cantidad y tipo de ambientes requeridos por la parte electromecánica, al área destinada a la edificación y el tipo de suelo sobre el cual se cimentará la estructura. Las edificaciones tendrán techos inclinados a dos aguas. Todos los techos tendrán suficiente pendiente o contraflecha para asegurar el drenaje adecuado del agua (RNE – Norma E.020, Art. 26º). Debido a la inclinación del techo, la altura de piso a techo será variable y la cimentación estará constituida por cimientos corridos a lo largo de la estructura. La estructura del techo tendrá un volado de un metro para protección de los rayos solares directos a través de las ventanas.

2.7.2.2 Obras electromecánicas a) Transformadores

Los transformadores de tensión y de corriente de las subestaciones eléctricas, tendrán las siguientes características:

Se diseñarán para soportar, durante un segundo, los esfuerzos mecánicos y

térmicos debido a un cortocircuito en los terminales secundarios, manteniendo, en los primarios, la tensión nominal del transformador, sin exceder los límites de temperatura recomendados por las normas IEC.

Serán capaces de operar en sistemas con frecuencia nominal de 60 Hz. Serán capaces de operar continuamente a frecuencia nominal, con una tensión

de 1,1 veces la tensión nominal. b) Pararrayos

Los componentes de los pararrayos serán totalmente a prueba de humedad, de tal modo que las características eléctricas y mecánicas permanezcan inalterables aún después de largos períodos de uso. Las partes metálicas estarán protegidas contra corrosión mediante galvanizado en caliente.



Cada unidad deberá tendrá dos conectores, uno para el terminal que se conectará a la línea y otro para el terminal que se conectará a tierra.

c) Interruptor de potencia

i. Para la subestación Paragsha II

Las estructuras de los interruptores, permitirán la manipulación de los mecanismos de operación para acciones de mantenimiento. Además, estarán acondicionados para la conexión a tierra del equipo y la estructura.

ii. Para la subestación Francoise El Interruptor estará diseñado para operación eléctrica local – manual y estará provisto de un mecanismo con acumulación de energía por resortes.

El mecanismo de accionamiento manual para efectuar operaciones de mantenimiento y emergencia, deberá estar enclavado para cuando se encuentre en uso, evitar la operación remota.

2.8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LAS OBRAS ELECTROMECÁNICAS

2.8.1 Líneas de transmisión 2.8.1.1 Estructuras de soporte Para la línea de transmisión, se utilizarán estructuras de celosía autosoportadas, preparadas para doble terna, de simple circuito, con doble cable de guarda y un conductor por fase. Se emplearán tres tipos de estructuras: DS: suspensión liviana DA: retención media DT: retención fuerte / terminal En el cuadro 2.5 se indican las principales características de las estructuras de soporte:

Cuadro 2.5 Características de las estructuras de soporte

Torre Vano Medio

(m) Vano Peso

(m) Ángulo

(Grados)

Altura del Conductor Inferior (m)

Mínima Máxima DS 480 (420) 650 0 ( 3°) 18,0 27,0 DA 420 (1100) 650 / -300 30° (0º) 18,0 27,0 DT 400 900 / -400 60°/ terminal 18,0 27,0

Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración por el Consultor

Las estructuras tendrán una altura básica, de manera que se puedan definir diferentes alturas por tramos fijos de 3 m, con variaciones de -6 m hasta +6 m respecto de su altura básica, sin modificar la parte superior de la estructura. Además, estarán provistas de patas desniveladas de alturas variables de 1,5 m, para aprovechar los desniveles naturales del terreno y/o poder alcanzar mayores alturas entre el suelo y el punto de suspensión o retención del conductor, lo que permitirá vencer obstáculos naturales. En el Anexo 2.5 se presentan las Siluetas Definidas para las Estructuras de Soporte.



a) Factores de sobrecarga

Las torres de suspensión serán diseñadas con Grado C y las de anclaje con Grado B, conforme el CNE Suministro 2011. En el Cuadro 2.6 se indican los factores de sobrecarga asumidos para el Proyecto:

Cuadro 2.6 Factores de sobrecarga

Tipo de Carga Torres de

Suspensión Torres de Retención

Cargas verticales 1,5 1,5 Cargas transversales de viento 2,2 2,5 Cargas transversales de tense del conductor 1,3 1,65 Cargas longitudinales 1,3 1,65

Fuente: Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011 Elaboración del Consultor

b) Factores de resistencia

Se aplicarán los factores de resistencia establecidos en el Código Nacional de electricidad (Tabla 261-1A), los cuales se indican en el Cuadro 2.7:

Cuadro 2.7 Factores de resistencia

Factores de Resistencia a ser utilizados Grado de Construcción

B C Con cargas de la regla 250.B - Estructuras de metal y concreto pretensado - Anclaje y cimentaciones de retenida

1 1

1 1

Con cargas de la regla 250.C* - Estructuras de metal y concreto pretensado

1 1

(*) En ambos casos, estas cargas están definidas en el Código Nacional de Electricidad Fuente: Código Nacional de Electricidad Elaboración del Consultor

2.8.1.2 Conductor Según la potencia de diseño a transmitir y los niveles de pérdida estimados para el dimensionamiento de la línea de transmisión, los conductores a emplearse serán del tipo ACAR, de 1100 MCM de sección nominal, que consisten en una combinación de alambres de aluminio de 18 hilos y alambres de aleación de aluminio de 19 hilos. Este conductor tiene las siguientes características: Material : ACAR Sección real (mm²) : 557.24 N° hilos Aleación de Aluminio x diámetro (mm) : 19 x 2.80 Diámetro exterior (mm) : 30.65 Peso unitario (kg/m) : 1.531 Tensión de rotura (kg) : 12,540 Tensión con viento máximo (kg) : 2,875 Tensión EDS (kg) : 2,132 Tensión con hielo máximo (kg) : 6,970 Tensión con hielo reducido + viento (kg) : 4,130 Tensión a la temperatura mínima (kg) : 2,230 Tensión viento reducido sin hielo (kg) : 2,240 Módulo elasticidad (kg/mm²) : 6200 Coeficiente de dilatación térmica lineal (1/ºC) : 0.000023 Resistencia eléctrica a 20 ºC (Ohm/km) : 0.0556



a) Distancias verticales de seguridad

Para la condición de temperatura máxima en el conductor (determinada por la potencia nominal) y tomando en cuenta el efecto del alargamiento (creep), las distancias verticales mínimas de seguridad de los conductores sobre el nivel del piso serán las establecidas en el Código Nacional de Electricidad en su Tabla 232-1A. En el cuadro 2.8 se detallan las distancias de seguridad establecidas:

Cuadro 2.8 Distancias verticales mínimas de seguridad (220kV)

Descripción Distancia de Seguridad

(m) Al cruce de carreteras y avenidas 8.50 Al cruce de calles 8.50 Al cruce de vías de ferrocarril al canto superior del riel

11.00

A lo largo de carreteras y avenidas 8.50 A lo largo de calles 8.50 A las áreas no transitadas por vehículos 7.00 Sobre el nivel más alto de río no navegable 8.00

Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor

2.8.1.3 Cable de guarda Para proteger los conductores de las descargas atmosféricas, se utilizarán dos tipos de cables de guarda, uno de fibra óptica tipo OPWG y otro de acero galvanizado tipo EHS. En el cuadro 2.9 se indican las principales características de estos cables:

Cuadro 2.9 Características de los cables de guarda

Especificación Cable guarda

OPGW Cable guarda

EHS Diámetro (mm) 14.40 9.52 Peso unitario (kg/m) 0.700 0.406 Tracción con viento máximo (kg) 1,467 894 Tracción EDS (kg) 1,086 629 Tracción con hielo máximo (kg) 4,511 3,279 Tracción con hielo reducido + viento (kg) 2,398 604 Tracción a la temperatura mínima (kg) 1,120 295 Tracción viento reducido sin hielo (kg) 1,129 298

Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor

2.8.1.4 Aisladores Los aisladores serán de vidrio templado, de suspensión o de disco tipo estándar, con ensamble tipo bola y casquillo (Ball and Socket). Dichos aisladores tendrán un acoplamiento y enganche perno – caperuza, conforme norma IEC 60120. Los aisladores tendrán un diseño que permita un eficiente lavado a mano, en especial de los pliegues internos. Asimismo, deberán llevarán una indicación clara del modelo, marca de fábrica, año de fabricación y carga de rotura correspondiente. En el cuadro 2.10 se muestran las principales características de los aisladores a ser suministrados:



Cuadro 2.10 Características del aislamiento

Tipo Disco de Suspensión

120 kN Disco de Suspensión

160 kN Diámetro (mm) 255 280

Altura (mm) 146 170 Distancia de fuga mínima (mm) 320 380

Carga de rotura (kN) 120 160 Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor

2.8.1.5 Puesta a tierra Para el diseño de puesta a tierra se usarán las siguientes configuraciones, dependiendo de la resistividad aparente del terreno: Tipo A: Dos (02) jabalinas ubicadas en patas opuestas de la torre. Tipo B: Contrapeso simple de longitud variable (doble brazo radial ubicadas en

patas opuestas y una en cada dirección de la línea). Tipo C: Contrapeso doble de longitud variable (cuatro brazos radiales ubicadas en

cada pata y en dirección de la línea). Tipo D: Contrapeso simple con tratamiento químico (tierras artificiales). Para mejorar el diseño de puesta a tierra, se hará uso de varillas de Cooperweld conectadas con el contrapeso, 2 para contrapeso simple y 4 para contrapeso doble. 2.8.2 Subestaciones eléctricas 2.8.2.1 Esquema General Para el desarrollo de las operaciones, ATN 1 requiere un suministro eléctrico confiable. Por esta razón, se proyecta la construcción de una línea de transmisión de 220 kV, 60 Hz, trifásica, de simple terna en una primera etapa, que provendrá de la ampliación de la Subestación Paragsha II y con punto de conexión a la llegada en la Nueva Subestación Francoise 220/50/13,8 kV, que se encuentra próxima al distrito de Huayllay, en la Provincia de Pasco.

La energía eléctrica que dotará del suministro requerido, ha sido prevista a partir de la celda de salida de 220 kV a ampliar en la Subestación Paragsha II, la cual estará interconectada con la Nueva Subestación Francoise 220/50/13,8 kV, por medio de la Línea de Transmisión de 220 kV en simple terna (en primera etapa). 2.8.2.2 Distancias de Seguridad Para establecer las distancias de seguridad en el aire, a ser consideradas en el diseño de las subestaciones del proyecto, se adoptarán los valores mínimos especificados en la Norma IEC 71-1, 71-2 y 71-3, así como las prácticas normales en el país para el diseño de subestaciones. En base a estas distancias mínimas y a otros criterios de diseño (viento, disposición de barras, factores de seguridad, etc.) se establecerán todas las distancias de seguridad que sean requeridas en las subestaciones. A modo de referencia, en el cuadro 2.11 se indican las distancias de seguridad normalmente empleadas en el país en subestaciones similares.



Cuadro 2.11 Distancias mínimas de seguridad

Distancias mínimas de seguridad 50 kV Clase de aislamiento 72.5 kV Distancia entre ejes de fases 900 mm Distancia entre eje de fase y eje de estructura 650 mm Altura del borde superior del aislador de un equipo al terreno 3100 mm Altura del borde inferior del aislador de un equipo al terreno 2250 mm Altura de partes activas por encima de áreas de tránsito peatonal 3100 mm

Elaboración del Consultor

2.8.2.3 Sistema de Puesta a Tierra Se consideran las recomendaciones dadas por la Norma ANSI/IEEE Std. 80-1986 “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”. Tratándose en este caso de una instalación de distribución eléctrica, el sistema de puesta a tierra será diseñado bajo las siguientes premisas: Proporcionar una vía de baja impedancia de falla para la operación rápida y segura

de los elementos de protección que detecten fallas a tierra. Para esto, se deberá verificar que la resistencia de todo el sistema de puesta a tierra sea del orden de 2.0 a 5.0 Ohm.

Evitar sobretensiones peligrosas entre estructuras, equipos y el terreno, en casos de fallas que involucren flujos de corriente hacia tierra, y que representan un riesgo para la vida de los operadores. Para esta premisa, se considerará una sobretensión permisible no mayor a 250 kV y una permanencia de falla de 200 ms.

Limitar la sobre elevación del potencial natural del sistema de puesta a tierra (EPR), a fin de no exceder los niveles de aislamiento de los equipos de control y computación. Para esta premisa, el límite será de 5.0 kV, pudiendo llegar a 10.0 kV en casos especiales.

2.8.2.4 Transformadores Los transformadores de tensión serán del tipo capacitivo, aislados con papel impregnado en aceite y con aislamiento externo de porcelana, sellado herméticamente y con un sistema para evitar sobrepresiones internas del aceite a diferentes temperaturas. El aislamiento será adecuado para conectarlo entre fase y tierra. El nivel de aislamiento nominal estará basado en la "tensión máxima del equipo", que se verificará de acuerdo a la altura sobre el nivel del mar a la cual se instalará. 2.8.2.5 Pararrayos Los pararrayos serán fabricados con bloques de resistencias a partir de óxido metálico, se instalarán al exterior y serán diseñados para proteger transformadores de potencia y equipos de media y alta tensión contra las sobretensiones atmosféricas. Los pararrayos contarán con un dispositivo apropiado para liberar las sobre presiones internas que pudieran ocurrir ante una circulación prolongada de una corriente de falla o ante descargas internas en el pararrayos. Las columnas soportes serán de porcelana, y deberán tener la resistencia mecánica y eléctrica requeridas, así como una adecuada línea de fuga. De acuerdo con la capacidad de disipación de energía, se asigna a los pararrayos según IEC una Clase de Descarga de Línea, la cual será indicada según corresponda en las tablas de datos técnicos garantizados.



2.8.2.6 Interruptor de potencia a) Para la subestación Paragsha II

El interruptor será de operación unitripolar, libres de reencendido, del tipo autosoplado, para servicio exterior, con cámara de extinción en hexafluoruro de azufre (SF6), con mando monopolar.

b) Para la subestación Francoise

Los interruptores serán del tipo tanque vivo, de operación tripolar, para servicio exterior, con cámara de extinción en hexafluoruro de azufre (SF6) y sistema de mando electromecánico con almacenamiento de energía por resortes.

2.9 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES A EJECUTARSE DURANTE LA ETAPA DE

CONSTRUCCIÓN 2.9.1 Línea de transmisión A diferencia de otros proyectos, la construcción de una línea de transmisión consiste en una serie de actividades vinculadas unas con otras, que han de desarrollarse en forma secuencial; es decir, en cierto punto del trazo, no podrá iniciarse una tarea hasta el final de la anterior. Para la construcción de la línea de transmisión, se llevarán a cabo las siguientes actividades: Replanteo topográfico. Gestión de permisos de los propietarios para la construcción de accesos, ubicación

de las estructuras de soporte y el tendido de los conductores. Construcción de caminos de acceso a las estructuras de soporte. Excavaciones y vaciado de concreto para cimentaciones. Acopio del material de las estructuras de soporte. Montaje e izado de las estructuras de soporte. Acopio de materiales para el tendido de los conductores. Tendido, regulado y engrapado de conductores. Prueba del sistema de puesta a tierra. Relleno y compactación. Eliminación de residuos, material excedente y reparación de daños. Inspección de la línea de transmisión 2.9.1.1 Replanteo topográfico Consiste en materializar sobre el terreno la ubicación de las estructuras que conforman la línea de transmisión, de acuerdo a los planos de perfil longitudinal y la planilla de estructuras, donde se encuentran especificadas las distancias y cotas desde los centros. El replanteo se realizará con equipos taquimétricos como la estación total y la ubicación de las estructuras será demarcada con estacas de madera y/o hitos de concreto. Paralelamente y luego de la demarcación se identificarán las áreas afectadas tales como aires, terrenos para instalación de estructuras, además de las afectaciones temporales por la habilitación de caminos de acceso.



Se procederá a realizar una evaluación superficial arqueológica a lo largo del trazo de ruta propuesto para la Línea de Transmisión, a fin de determinar cualquier posibilidad de afectación de zonas delimitadas o en estudio que estén a cargo del INC. 2.9.1.2 Gestión de permisos de los propietarios para la construcción de

accesos, ubicación de las estructuras de soporte y el tendido de los conductores

Consiste en obtener la conformidad de los propietarios (particulares o comunales) cuyos terrenos serán ocupados por las estructuras de soporte, mediante una negociación amistosa que busca evitar conflictos sociales por la ejecución del Proyecto. La gestión de permisos se realizará antes de que se inicien las actividades constructivas. Durante esta gestión, de ser el caso, también se acordarán las formas de compensación por posibles daños y/o perjuicios a los bienes de la población local. Asimismo, conforme a lo establecido en la normativa nacional vigente, se tramitarán permisos ante las siguientes empresas y/o instituciones: Ministerio de Cultura: Para la obtención del CIRA y/o RDN. Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES):

Para obtener el permiso de operación correspondiente mediante la entrega de los estudios de pre operatividad y operatividad.

Concesionarias de energía eléctrica: Cuando sea necesario cortar la energía eléctrica para realizar trabajos de tendido de conductores o por cruces con instalaciones existentes, si fuera el caso.

Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC): Para el transporte de los diversos equipos.

2.9.1.3 Construcción de caminos de acceso a las estructuras de soporte Se harán las evaluaciones de los posibles caminos de acceso que se utilizarían para las actividades de construcción y que posteriormente podrían ser utilizadas por ATN 1 para las actividades propias de Operación y Mantenimiento. Según la configuración del terreno y el tratamiento de la superficie de rodadura, los caminos de acceso podrían ser de cinco tipos:

Tipo I: Acceso en terreno plano.- acceso carrozable en terreno de topografía plana, con una inclinación transversal del terreno no mayor de 10º y sin ondulaciones pronunciadas. Los trabajos están definidos por cortes y/o rellenos con motoniveladora o tractor.

Tipo II: Acceso en terreno ondulado.- acceso carrozable en terreno de topografía ondulada, consistencia normal y con una inclinación transversal entre 10° y 30°. Se efectuarán cortes y rellenos compensados mediante el empleo de tractor tipo D6.

Tipo III: Acceso en terreno accidentado normal.- acceso carrozable en terreno de topografía accidentada, consistencia normal y con una inclinación transversal mayor a 30º. Se efectuarán cortes y rellenos compensados mediante el empleo de tractor tipo D6.

Tipo IV: Acceso en terreno accidentado rocoso.- acceso carrozable en terreno de topografía accidentada, consistencia rocosa y con una inclinación transversal mayor a 30º. Se efectuarán cortes y rellenos compensados mediante el empleo de tractor tipo D6.

Caminos existentes.- mediante la limpieza, nivelación y/o lastrado, se mejorará la superficie de los caminos existentes que conectan a las estructuras de soporte.



A lo largo del trazo de la línea de transmisión, se colocarán 118 estructuras de soporte, a continuación se describen los tipos de terreno sobre los cuales se desarrollarán los caminos de acceso: Entre las estructuras E1 – E6, se utilizarán los caminos de acceso existentes, con la

ejecución de las mejoras correspondientes. Entre las estructuras E7 (V0B) – E8 (V1), los caminos de acceso se iniciarán desde

los caminos existentes, desarrollándose en suelo de tipo rocoso y accidentado rocoso.

Entre las estructuras E9 (V2) – E14 (V4), los caminos de acceso se desarrollarán en terrenos de tipo plano y ondulado, en los cuales se realizarán mejoras puntuales.

Entre las estructuras E15 (V5) – E18, el camino de acceso seguirá la ruta yurajuanca, lado derecho, en terrenos normales y ondulados, con afloramientos de roca y roca fracturada. La parte final de este tramo, comprendido entre las estructuras E17 (V7) – E18, se encuentra en una loma pronunciada, por lo que el acceso se realizará por un camino de herradura hasta el pie de la loma.

El tramo entre las estructuras E19 – E30 (V8), va paralelo a la carretera hacia San Pedro de Racco. El terreno es plano casi en su totalidad.

Entre las estructuras E29 – E63, el camino de acceso propuesto sigue el eje de la línea de transmisión en casi todo su recorrido. El terreno es de tipo plano y ondulado, con afloramiento de roca fracturada, existiendo cruces de drenajes puntuales.

Entre las estructuras E64 – E96, el terreno es de tipo accidentado. El camino de acceso propuesto, se iniciará en la trocha que va al poblado de Huaychao – Huallay, siendo el terreno de tipo plano y ondulado, con presencia de formaciones rocosas.

En el tramo entre las estructuras E97 – E118, el camino de acceso propuesto seguirá el eje de la línea de transmisión en casi todo su recorrido, ingresando por el centro poblado Huayllay y terminando en la Subestación Francoise. El terreno es de tipo plano y ondulado, con presencia de formaciones rocosas.

En los tramos de excavación en roca, se colocará una capa de material granular de un espesor mínimo de 0,10 m, a fin de cubrir las asperezas que resulten de la utilización de explosivos. Los caminos de herradura tendrán un desarrollo tal que les permitirá el transporte pedestre de los materiales y equipos necesarios para la construcción de la línea de transmisión. En el Anexo 2.6 se presentan los Planos de los Caminos de Acceso. En caso de existir terrenos particulares o comunales atravesados por el trazo de estos accesos, el Contratista establecerá acuerdos con los propietarios que resulten afectados, además de ser compensados por el uso de sus terrenos. 2.9.1.4 Excavaciones y vaciado de concreto para cimentaciones a) Excavaciones

De acuerdo a las características del terreno donde se construirá la línea de transmisión, se realizarán 3 tipos de excavaciones para cimentaciones:

i. Excavaciones en suelo normal

Para este tipo de excavaciones se emplearán palas, picos y barretas. Se efectuará un control de las profundidades alcanzadas, a fin de que se respeten los valores y niveles establecidos en los planos.



ii. Excavaciones en terreno semi rocoso En este caso se utilizarán herramientas manuales previa preparación del terreno, así como perforadoras neumáticas accionadas por compresoras. Si las condiciones de acceso lo permiten, se utilizarán motoperforadoras portátiles (tipo Pionjar o similar), las cuales serán transportadas por el personal. iii. Excavaciones en roca

En este caso se utilizarán martillos neumáticos y compresoras. En caso sea necesario, se utilizarán explosivos en cantidades mínimas para efectuar voladuras de tipo controlado y evitar riesgos para la integridad física del personal del Proyecto y pobladores.

Antes de iniciar las voladuras, se tramitarán los permisos y autorizaciones correspondientes ante la Dirección de Servicio, Control de Armas, Munición y Explosivos de Uso Civil (DICSCAMEC). En el Anexo 2.7 se presentan los Procedimientos Ejecutivos para Excavaciones con Explosivos y en el Anexo 2.8 las Medidas Ambientales para el Transporte, Almacenamiento y Uso de Explosivos. iv. Excavación en presencia de agua

En estos casos, durante el replanteo topográfico, se establecerán las dimensiones y profundidades de las excavaciones, determinando en cada caso el nivel freático. En caso de presentarse nivel freático superficial, se utilizarán equipos de bombeo acordes con el volumen de agua a extraer (de preferencia motobombas de 4” de diámetro).

b) Características constructivas de las cimentaciones

i. Concreto

La mezcla de concreto será preparada in situ, con mezcladoras tipo tambor, empleándose cemento tipo I y V, este último en caso el suelo presente una elevada concentración de sulfatos. Eventualmente, cuando las facilidades de la zona lo permitan, se hará uso de concreto premezclado. Todos los vaciados de concreto serán compactados in situ, con vibradores de inmersión portátiles con motor de 4 800 RPM.

ii. Encofrado

Se usarán encofrados prefabricados, de tipo metálico o de madera, de forma tal que permitan obtener superficies expuestas de concreto totalmente lisas. Estas estructuras ofrecerán resistencia, rigidez y durabilidad frente a los esfuerzos que se les impongan durante el vaciado y compactación del concreto.

iii. Acero de refuerzo

Las varillas de acero de refuerzo serán cortadas, dobladas y colocadas por personal obrero del Contratista, mediante herramientas manuales y de acuerdo a lo especificado en los planos de diseño. Las varillas no deberán presentar escamas



oxidadas, aceite, grasa, mortero endurecido o cualquier otro elemento que pueda reducir su adherencia al concreto.

Previamente a la excavación y vaciado, se realizarán calicatas en todos los vértices del trazo de la línea de transmisión y en puntos intermedios entre vértices, aproximadamente a una distancia de 3.5 km. Las muestras extraídas serán analizadas a fin de determinar las características del terreno y seleccionar el tipo de cimentación que asegure la estabilidad de las estructuras de soporte. En el anexo 2.9 se presentan los Planos de las Cimentaciones que se construirán para las estructuras DA, DS y DT. 2.9.1.5 Acopio de materiales de las estructuras de soporte Todas las piezas de las estructuras, serán embaladas en lotes adecuadamente numerados, clasificados y asegurados con cintas de acero. Las piezas de las cimentaciones serán embarcadas por separado y antes que las estructuras. De acuerdo al avance programado, se seleccionarán ciertas áreas a lo largo del trazo de la línea de transmisión para el almacenamiento de los materiales, desde donde serán transportados hacia los puntos donde se realizará el montaje e izado de las estructuras de soporte. Para este fin, los materiales serán empaquetados y rotulados de tal forma que el personal obrero pueda asociarlos con la estructura a la cual corresponden. Los componentes de las estructuras serán colocados en apoyos de madera, para mantenerlos libres de la suciedad, barro o cualquier otro agente que pueda dañar el galvanizado. El material granular de relleno y/o agregados, provendrán de las excavaciones y/o canteras seleccionadas para este fin. 2.9.1.6 Montaje e izado de las estructuras de soporte

El montaje se realizará de acuerdo a los planos de diseño y especificaciones de cada tipo de estructura, en tramos de caras paralelas, mediante el uso de una pluma de montaje con doble gancho giratorio y un winche de 3 toneladas de capacidad. Previamente, se inspeccionará el área de preensamble y todos los elementos de la estructura, a fin de corregir cualquier anomalía identificada durante la revisión de los planos de montaje. Esta actividad podrá iniciarse 7 días después de vaciar el concreto de las cimentaciones y cuando se haya culminado con el compactado del relleno de las cimentaciones. Además, se realizará el montaje de los stubs o ángulos de anclaje, que estarán apoyados sobre bloques prefabricados o solados y se fijarán con la mezcla de concreto, para evitar su desplazamiento o el asentamiento de los montantes de la cimentación. Una vez concluido el montaje de las caras paralelas inferiores de la torre, se procederá con su izado y, cuando las montantes de estas caras paralelas se hayan empernado a los ángulos de espera de los cuatro stubs, se procederá con el montaje e izado de las otras dos caras de las torres, las cuales corresponden con las caras paralelas ya izadas. Este procedimiento se repetirá hasta completar el cuerpo de la estructura de soporte. El montaje de la estructura incluye la colocación de accesorios según los planos de montaje y lo indicado por el Supervisor. Dichos accesorios son: Escalines de pernos. Dispositivos de antiescalamiento.



Placas de señalización: peligro, numeración de estructura, identificación - faseado de línea.

2.9.1.7 Acopio de materiales para el tendido de los conductores Los materiales necesarios para realizar el tendido de cables, serán acopiados en las proximidades del área donde se realizará el montaje e izado de las estructuras de soporte. La maquinaria empleada para este fin, también se aparcará en estas zonas. Para cada una de las series que componen una alineación, se colocarán la máquina de freno y las bobinas junto a la primera estructura de la misma, situándose la máquina de tiro en la última estructura. Los carretes de bobinas con el conductor sólo girarán en la dirección especificada por el fabricante y no se permitirá que pase de un carrete a otro sin que lo apruebe previamente la Supervisión.

2.9.1.8 Tendido, regulado y engrapado de conductores Esta actividad se realizará de acuerdo a lo especificado en la norma IEEE Std 524-2003: “Guide to the Instalation of Overhead Transmission Line Conductors”. a) Tendido

El tendido se iniciará una vez que las estructuras de soporte hayan sido izadas y luego de haber acopiado en el área los materiales necesarios para realizar el tendido. Normalmente la secuencia es:

Primero.- Cable de guarda. Segundo.- Conductor de la fase ubicada en la parte superior de la estructura. Tercero.- Conductor de la fase ubicada en la parte media de la estructura. Cuarto.- Conductor de la fase ubicada en la parte inferior de la estructura. Para la segunda terna o circuito se procederá siguiendo del segundo al cuarto

paso. Las plataformas para el tendido se ubicarán a una distancia de la estructura que permita ubicar los equipos, de tal forma que el conductor no ejerza esfuerzos peligrosos sobre la estructura. Previamente, se instalarán los aisladores y las poleas de acuerdo con lo indicado en el Plan de Tendido del tramo en ejecución. El tendido del conductor se realizará por el método de tensión controlada, utilizando equipos de tensionado con tambor revestido de neopreno. El freno será accionado por un sistema que minimizará el riesgo de daño a los conductores. Las poleas para el tendido serán de giro libre, con un diseño que no permitirá daños en el conductor y deberán inspeccionarse y engrasarse antes y durante el tendido. Cualquier polea que muestre evidencia de rotura, rodamientos defectuosos o imperfecciones que puedan frenar su libre giro o dañar al conductor, será reparada antes de su utilización. El equipo de tendido y las poleas tendrán capacidad suficiente para lanzar por lo menos un haz (fase completa) de conductores por tiro. No se permitirá el tendido de subconductores que no estén dentro de los conjuntos compatibles (Matched Sets).



i. Controles especiales

Durante la ejecución del tendido deberá verificarse el cumplimiento de las siguientes especificaciones:

- El componente vertical de la tensión no debe sobrepasar el vano peso

admisible en la estructura de soporte. - Colocación correcta de las medias punteras temporarias entre extremos de

cables. - Señales apropiadas de comunicación con radio base y portátiles. - Medición de la longitud del conductor. - Control de la tensión aplicada durante el tendido. - Control del número y orden de las bobinas utilizadas. - Evaluación, reparación o supresión de las partes dañadas del conductor en

cada bobina. - Mantener en forma permanente a tierra el conductor que se está tendiendo.

Asimismo, se evitará la aplicación de esfuerzos superiores a los del diseño en las estructuras o en las cadenas de aisladores durante el tendido y flechado. Estos cálculos deberán contar con la aprobación de la Supervisión. Al final del tendido en cada sector, el conductor debe quedar lo suficientemente elevado como para no ser dañado por personas o animales; asimismo, se deben anclar sus extremos en forma segura, con el fin de evitar accidentes. Los elementos de anclaje deben ser aprobados por la Supervisión y no deberán introducirse cargas no contempladas a las estructuras.

b) Regulado

Previamente se definirá la temperatura de regulado empleando un termómetro aprobado por la Supervisión, el cual será insertado en el núcleo de un tramo de conductor de longitud adecuada. Este tramo quedará expuesto al ambiente, a una altura de cuatro metros sobre el nivel de terreno natural y durante un tiempo no menor a 30 minutos. La temperatura registrada se empleará como temperatura de templado. La operación de regulado (puesta en flecha) se realizará de preferencia durante el transcurso de las 24 horas posteriores al tendido. La flecha y la tensión de los conductores y cables de guarda serán controladas por lo menos en dos vanos por cada tramo. Estos dos vanos estarán lo suficientemente alejados como para permitir una verificación correcta de la uniformidad de la tensión. La regulación deberá realizarse de modo que en ningún momento las estructuras queden sometidas a cargas longitudinales ni torsiones resultantes mayores que las definidas en los árboles de carga. Asimismo, deberá mantenerse un adecuado sistema de comunicaciones y señales permanentes.

c) Engrapado

Una vez que el conductor haya sido tensionado a las condiciones de flechas previstas, deberá permanecer en las poleas no menos de 5 ni más de 72 horas, antes de ser cortado y fijado definitivamente en sus grapas, para que las tensiones iniciales en el tramo de tendido sean iguales y para evitar el daño del conductor por efectos de la vibraciones eólicas.



Después que el conductor haya sido regulado, se anclará a las grapas de las estructuras de retención y permanecerá en las poleas de las estructuras intermedias antes de fijarse definitivamente en las grapas de suspensión respectivas. Una vez montados y regulados los conductores y antes de ser fijados en sus grapas, el supervisor medirá las flechas y sólo permitirá una diferencia máxima del 1% con respecto a los valores establecidos en las tablas de tendido. Tan pronto los conductores y el cable de guarda hayan sido engrapados, el Contratista instalará los separadores de conductor.

2.9.1.9 Prueba del sistema de puesta a tierra Previamente al montaje de las estructuras, se medirá la resistencia de puesta a

tierra en cada caso, para determinar la configuración de puesta a tierra a instalar. Las excavaciones para la instalación del cable de puesta a tierra, el relleno de las

zanjas, así como las conexiones del cable en la varilla y la estructura se efectuarán según los planos de diseño y las especificaciones técnicas del Proyecto.

Se tendrán en cuenta las profundidades de las zanjas para la instalación. Al concluir con el izado de cada estructura y antes de la instalación de los

conductores, se medirá la resistencia de puesta a tierra de las estructuras con un megohmetro, de acuerdo al procedimiento aprobado por la Supervisión. Estos equipos contarán con certificados de calibración vigentes.

2.9.1.10 Relleno y compactación

Una vez concluidas las actividades constructivas, el área intervenida debe quedar en condiciones similares a las encontradas antes de que se inicien las labores. Para este fin, el material granular procedente de la excavación de cimentaciones, será utilizado como relleno para reconformar la topografía natural de las superficies intervenidas. Esta actividad también incluye la compactación de dichas superficies, a fin de que recuperen su estabilidad natural. 2.9.1.11 Manejo de residuos, material excedente y reparación de daños Una vez finalizadas las diferentes actividades constructivas, se restaurarán las condiciones físicas iniciales de las zonas intervenidas, eliminando los residuos industriales y material excedente producto de la ejecución del proyecto. El material excedente de la excavación de cimentaciones será dispuesto en depósitos de material excedente (DME’s), previa gestión del permiso correspondiente. Asimismo, los residuos industriales como el concreto desechado por no ajustarse a las especificaciones técnicas del Proyecto o los remanentes de las obras electromecánicas serán manejados por la EPS-RS BEFESA, autorizada por la DIGESA. Por otro lado, los daños que se ocasionen a personas o propiedades debido a una negligencia en el trabajo o como consecuencia de alguna actividad constructiva, serán resarcidos por el Titular. 2.9.1.12 Inspección de la línea de transmisión Finalizada la construcción de la línea de transmisión, se realizarán las siguientes inspecciones:



a) En cada estructura de soporte

La puesta a tierra de las estructuras deberá ser la establecida en las especificaciones técnicas.

Las estructuras (cadenas de suspensión y anclaje, accesorios para los conductores, entre otros) deben estar montadas en su posición correcta, en conformidad con las especificaciones técnicas.

Los conductores y el cable de guarda deben estar correctamente engrapados. Los aisladores deben estar libres de materiales extraños. Los pernos y tuercas deben estar ajustados con arandelas. Todo residuo y material excedente debe retirarse de la zona y ser dispuesto

conforme a lo establecido en la normativa vigente. b) A lo largo del trazo de la línea

Las distancias mínimas de seguridad deben ajustarse a lo establecido en los

planos de construcción. Los conductores deben estar limpios, sin averías, libres de barro, ramas o

alambres. Las flechas de los cables deben ajustarse a lo establecido en las

especificaciones técnicas. 2.9.2 Subestaciones eléctricas

2.9.2.1 Obras civiles El proceso constructivo de las obras civiles de las subestaciones eléctricas Paragsha II y Francoise considerará las siguientes actividades: Construcción y/o mejoramiento de caminos de acceso. Explanación del perfil natural del terreno, para obtener el nivel de plataforma

adecuado. Cortes, excavaciones y vaciado de concreto para cimentaciones. Construcción de vía de circulación interna de 4 a 5 metros de ancho (en promedio)

que circunda el patio de llaves. Construcción del edificio de control, que contará con sala de control y servicios

auxiliares, oficinas, servicios higiénicos, grupo electrógeno y sala de baterías. Este será construido con material noble, con columnas y vigas de concreto armado, techo de losa aligerada y vereda perimetral.

Puertas de ingreso peatonal y para equipos que permitan una fácil instalación y mantenimiento futuro.

Instalación de cisterna exterior con sistema hidroneumático para el abastecimiento de agua.

Instalación de sistema de desagüe que contará con tanque séptico y poza de percolación.

Construcción de bases de concreto armado (f´c 210 kg/cm2) para los pórticos, transformadores de potencia y equipos electromecánicos previstos en el patio de llaves. Las bases de los transformadores tendrán forma de poza, con capacidad para albergar hasta el 100% de aceite dieléctrico en caso de derrames.

Enripiado del área de patio de llaves. Construcción de canaletas de concreto armado para cables. Construcción del cerco perimétrico y colocación de puertas de ingreso peatonal y

para equipos.



2.9.2.2 Obras electromecánicas a) Ampliación de la subestación Paragsha II

Comprenderá el montaje electromecánico de una Celda de Salida de 220 kV, la cual estará equipada según se indica:

Interruptor de Potencia Seccionador de Línea y Seccionadores de Barras Transformadores de Corriente Transformadores de Tensión Pararrayos Aisladores soporte Pórticos y soportes metálicos de equipos Tableros de mando, protección y medición Acondicionamiento de Tableros de Servicios Auxiliares Acondicionamiento de Fuente de Corriente Continua Sistema de Telecomunicaciones Cableado general y conexionado Sistema de puesta a tierra profunda (malla profunda) y puesta a tierra

superficial.

b) Subestación Francoise 220/50/13,8 kV

Comprenderá el montaje electromecánico para una celda de transformación 220/50/13,8 kV, celda de llegada de 220 kV y tres (03) celdas de distribución de 50 kV, las cuales estarán equipadas de acuerdo con lo definido en la Ingeniería de Detalle del Proyecto y corresponde a lo siguiente: i. Celda de Llegada y Transformación 220/50 kV

- Transformador de Potencia 220/50/13,8 KV – 50/60 MVA – ONAN – ONAF. - Interruptor de Potencia Uni – Tripolar - Seccionador de Línea - Transformadores de Medida - Pararrayos - Aisladores soporte - Pórticos y estructuras metálicas de los equipos - Tablero de Control, Protección y Medición – Línea - Tablero de medición de Trafo 220/50 kV - Tablero de Protección y Medición - Línea – Transformador de Potencia - Sistema de Barras. - Sistema de puesta a tierra profunda y superficial

ii. Celdas de Distribución 50 kV

- Interruptores de Potencia Uni–Tripolar - Seccionador de Línea y de Barras - Transformadores de Medida - Pararrayos - Aisladores soporte - Pórticos y estructuras metálicas de los equipos - Tablero de Protección y Medición – Líneas 50 kV - Tablero de Servicios Auxiliares VAC y VCC



- Banco de baterías. - Rectificador – cargador de baterías - Sistema de puesta a tierra profunda y superficial - Sistema de Telecomunicaciones - Sistema de Control SCADA.

c) Obras adicionales en ambas subestaciones eléctricas

Instalación de sistemas de barras y conexiones Instalación de los equipos de patio de llaves Cableado, conexionado del patio de llaves y sala de control Instalación de banco de baterías Instalación de rectificador – cargador

El transformador de potencia contará con un sistema de retención de aceites, conformado por:

Pozo colector de aceite

Se ubicará en el perímetro de cada transformador. En la parte superior tiene una plataforma de malla metálica tipo “Grating”. En el medio se ubica un dado de concreto armado que sirve de soporte y descanso para el transformador.

Canaleta de evacuación de aceite Evacúa los derrames hacia un pozo común de concreto armado. En la parte superior tiene una plataforma de malla metálica tipo “Grating”.

Poza de concreto para almacenamiento de aceite Lugar de confinamiento y almacenamiento del aceite, con un volumen total equivalente al 130% del volumen de almacenamiento de uno de los dos transformadores. Esta estructura será de concreto armado impermeabilizado, para evitar las filtraciones de aceite, y contará con una la trampa de separación de agua y aceite por densidad, con dos accesos independientes.

El llenado de gas SF6 en los interruptores de potencia que utilizan este tipo de dieléctrico, será realizado por el fabricante, de acuerdo a un protocolo estandarizado para este tipo de procedimiento, donde se establecen valores de presión de llenado y temperatura ambiente que deberán considerarse durante el montaje del sistema. Para determinar la necesidad de reemplazar los aislantes y dieléctricos, se realizarán las siguientes actividades: Análisis del aceite aislante en transformadores de potencia y de medida. Análisis de gases disueltos en aceite aislante, ante un eventual calentamiento

excesivo de ciertos puntos del transformador o por descargas eléctricas en su interior.

Medida de descargas parciales de transformadores, cables de potencia e interruptores de potencia.

Estas actividades se realizarán anualmente, salvo en el caso de los transformadores de medida, donde se realizarán cada tres años.



2.9.2.3 Actividades complementarias Finalizadas las obras civiles y electromecánicas, se realizarán las siguientes actividades en ambas subestaciones eléctricas: Señalización en general Revisión Final Pruebas y puesta en servicio Operación experimental Operación definitiva de las instalaciones 2.10 MANO DE OBRA La mano de obra estará conformada por personal fijo (calificado) del Contratista y personal local eventual (no calificado), el cual provendrá de los poblados cercanos y/o comprendidos en la zona del Proyecto. El personal fijo soporta el aspecto técnico de la ejecución de las obras y su número suele ser menor que el del personal local eventual debido a su especialización profesional y el costo de sus servicios. Para el presente Proyecto se ha previsto contratar mano de obra no calificada para la ejecución de las obras civiles y electromecánicas. Dicho personal provendrá de los poblados que sean atravesados por las línea de transmisión y será contratado según el avance de obra y su demanda. Este tipo de personal será requerido para las siguientes actividades:

Replanteo topográfico Construcción de accesos Excavaciones Vaciado de concreto Puesta a tierra Acopio de material para el armado de torres y tendido de cables Armado e izado de torres de apoyo Tendido de cables Eliminación de materiales y rehabilitación de daños Conformación de terraplenes Obras civiles y electromecánicas para la construcción de la subestación Francoise y

la ampliación de la subestación Paragsha II. En el cuadro 2.12 se indica la cantidad de personal calificado y no calificado que participará en la ejecución de las obras:

Cuadro 2.12 Personal requerido para la ejecución de las obras

Mes Cantidad de Personal

Calificado No Calificado1 80 40 2 160 50 3 200 70 4 250 70 5 210 40 6 150 25 7 90 25

8(*) 80 25 (*) Durante este mes se llevarán a cabo las pruebas y la operación comercial del sistema de transmisión Información proporcionada por ATN1 Elaboración del consultor



2.11 EQUIPO Y MAQUINARIA NECESARIOS PARA LA EJECUCIÓN DE LAS

ACTIVIDADES CONSTRUCTIVAS 2.11.1 Para obras civiles

Estación total Jalones y prismas simples Mira plegable Telurómetro (para medir la resistividad del terreno) Camión con plataforma Camión volquete Compresora + perforadoras neumáticas Mezcladora Vibrador gasolinero Compactadora de columna Estación total Teodolito al segundo Nivel óptico Cizalla hidráulica. Winche de izaje gasolinero Camión cisterna Cisterna de agua Camioneta 4x4 Motobomba de 2” 2.11.2 Para montaje y tendido

Escalera de aluminio Camión plataforma Camión plataforma con grúa Megohmetro Telurómetro Voltiamperímetro Empalmadora hidráulica Dinamómetro Teodolito Nivel óptico Pluma de izaje Winche de izaje gasolinero Winche para tendido Freno para tendido Medias y uniones Porta bobina hidráulica Equipo de tracción (Tirfor) Tecles de cadenas (Rachet) Cable de cordina Poleas Estrobos Grilletes Walkie talkies y radios bases Camioneta 4x4



2.12 CAMPAMENTOS Y FACILIDADES EN LOS FRENTES DE TRABAJO 2.12.1 Campamentos La logística del Proyecto ha previsto contar con dos campamentos, uno a cada extremo de la línea de transmisión, para lo cual se alquilarán edificaciones que cuenten con servicio eléctrico, de agua y desagüe ubicados en la provincia de Pasco. Estos campamentos contarán con las siguientes facilidades: Alojamiento para personal Oficinas de administración Oficinas para la supervisión Almacenes de equipos y materiales Tópico de atención para primeros auxilios Servicios higiénicos (baños portátiles e instalaciones existentes) La comunicación entre ambas locaciones y con la sede central en Lima se realizará por radio HF-SSB; asimismo, las oficinas contarán con servicio telefónico y conexión a internet. Por otro lado, la logística del Proyecto ha previsto realizar el mantenimiento de maquinarias, vehículos y equipos en los talleres existentes en ambos distritos, mientras que el abastecimiento de combustible se realizará en surtidores autorizados. 2.12.2 Facilidades en los frentes de trabajo

En los frentes de trabajo, el agua para consumo del personal será suministrada en recipientes portátiles descartables y correrá por cuenta de un concesionario autorizado, al igual que la alimentación. Además, se instalarán baños químicos portátiles para atender las necesidades del personal. Los materiales y herramientas menores de uso cotidiano se almacenarán temporalmente en contenedores metálicos móviles. 2.13 ÁREAS DE EXPLOTACIÓN DE MATERIAL GRANULAR (CANTERAS) Estas canteras ya vienen siendo explotadas por las empresas MARLA SRL y SERGENSAF SAC, las cuales serán las proveedoras de material granular para el proyecto. En el cuadro 2.13 se indican las coordenadas de ubicación de las canteras que serán explotadas para le ejecución de las obras civiles:

Cuadro 2.13 Ubicación de canteras*

Cantera Coordenadas UTM

(WGS 84) Zona Tipo de material

Propietario Potencia

Aproximada (m3)

Volumen a Extraer

(m3) Este Norte

A 361675 8796558 C.C.

Cochamarca Arena y piedra

Laureano Arteaga

Marcelino(1) 150/día 650

B 355885 8813144 C.C. Sacra

Familia Arena y piedra

Lo administra la propia

comunidad(2) 40/día 650

(*) Ambas canteras cuentan con autorización para proveer material granular Ver Anexo 2.10 - Mapa de Áreas Auxiliares - AA (1) MARLA SRL (2) SERGENSAF SAC Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor



2.14 FUENTES DE AGUA En el cuadro 2.14 se indica la ubicación de los puntos de captación de agua para la ejecución de las obras civiles:

Cuadro 2.14 Ubicación de las fuentes de agua

Nombre del Río/ Régimen

Ubicación(Cruce con el trazo de la línea de

transmisión) Cantidad a utilizar (m3)

Coordenadas UTM(WGS 84)

Este NorteRio Sacra 1 355885 8813144 50

Rio Uchuhuanca 355886 8799463 50 Rio San Gregorio 355887 8802341 50 Rio Jatunpampa 355888 8788852 50

Ver Anexo 2.10 - Mapa de Áreas Auxiliares - AA Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor

2.15 ÁREAS DE DISPOSICIÓN FINAL DE RESIDUOS SÓLIDOS Y MATERIAL

EXCEDENTE En el cuadro 2.15 se indican las zonas donde se realizará la disposición final de residuos sólidos y material excedente: Cuadro 2.15 Ubicación de áreas de disposición final de residuos sólidos y material

excedente

Ubicación del Área Propietario/ Operador

Coordenadas UTM(WGS 84)

Material a Disponer

Región Provincia Distrito/

Referencia Este Norte Tipo

Cantidad Aproximada

(t)

Pasco Pasco Huayllay C.C.

Huaychao(1) 343077 8784510

Residuos domésticos

3.5

Pasco Pasco Cerro de Pasco

Municipio(2) 364544 8818659

Material excedente

de la ejecución de

las obras

3.0

Pasco Pasco Simón Bolívar

C.C. Sacra Familia(3)

355237 8812612

Material excedente

de la ejecución de

las obras

3.0

Lima Lima

Panamericana Sur, Km

59.50 (Quebrada Chutara)

BEFESA Perú(4)

--- --- Residuos

industriales 1.30

(1) Relleno sanitario / (2) – (3) Depósito de Material Excedente / (3) Depósito de seguridad Ver Anexo 2.10 - Mapa de Áreas Auxiliares - AA Fuente: Proyecto de Ingeniería de Detalle Elaboración del Consultor



2.16 PLAZO DE EJECUCIÓN Se estima que la ejecución de estas obras tendrá una duración aproximada de ocho (08) meses. Las pruebas de puesta en servicio y operación comercial se llevarán a cabo aproximadamente durante un (01) mes. En el Anexo 2.11 se presenta el cronograma de ejecución de las obras. 2.17 MANTENIMIENTO Las actividades de mantenimiento implican la realización de las siguientes actividades: Actividades planificadas: Mantenimiento correspondiente al año de la operación de las subestaciones:

Paragsha y Francoise. Inspecciones de rutina de equipos de subestaciones. Inspecciones y pruebas periódicas a los equipos de servicios auxiliares. Inspección pedestre con ascenso a las estructuras de soporte de la línea de

transmisión. Inspecciones pedestres de monitoreo a sitios especiales. Mantenimiento de la franja de servidumbre en la línea de transmisión. Mantenimiento por condición: Mantenimientos correctivos por anomalías operativas. Mantenimientos correctivos en la línea de transmisión por anomalías en sitios de las

estructuras de soporte. Otras actividades a requerimiento de las entidades reguladoras y el Ministerio de

Energía y Minas. Las actividades de mantenimiento de mayor alcance serán ejecutadas por personal de ATN 1, con el apoyo de empresas especializadas, posibilitando la optimización del tiempo de las desconexiones programadas en un 40% y beneficiando de esta forma a los usuarios del Sistema Interconectado Nacional. El desarrollo de estas actividades se agrupa en tres tipos de mantenimiento: 2.17.1 Inspecciones visuales Este tipo de mantenimiento se efectúa en forma mensual, sin desenergizar la línea. No utiliza herramientas ni instrumentos en la mayor parte de los casos; y, como su nombre lo indica, consiste sólo en inspecciones visuales. Tiene la finalidad de revisar visualmente el estado exterior de los equipos, anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección. 2.17.2 Revisiones periódicas (Mantenimiento preventivo) 2.17.2.1 Líneas de transmisión Como norma general se efectúan como mínimo dos revisiones rutinarias o de mantenimiento preventivo por año. En estas revisiones se recorre a pie todo el trazado de



la línea, estando estipulado que se debe subir a un tercio de las estructuras de soporte para un reconocimiento más minucioso de sus elementos.

Estas revisiones preventivas permiten detectar anomalías en los distintos elementos de la línea de transmisión, siendo los más comunes aisladores rotos o daños en los conductores, cables de tierra, separadores de conductores, entre otros, procediéndose a su reparación. El equipo que normalmente se utiliza para estos fines consiste en un vehículo todo terreno y las herramientas propias del trabajo, no siendo necesaria la utilización de maquinaria pesada.

A continuación se presentan valores referenciales correspondientes a la vida media de ciertos elementos de una línea eléctrica de alta tensión: Galvanizado de los apoyos: 10-15 años. Cable de tierra: 25-30 años. Período de amortización de una línea de transmisión: 30-40 años. 2.17.2.2 Subestaciones eléctricas Como norma general se efectúa como mínimo una revisión programada por año y previamente coordinada con el COES. Durante esta revisión se inspeccionan cada uno de los puntos de conexión del circuito de 220 kV y se realiza la limpieza general de los aisladores de los equipos en cada una de las celdas. Por lo general, al existir dos (02) circuitos, la programación de corte se hace circuito por circuito, a fin de mantener el suministro de energía en las instalaciones de los clientes. Dado que el servicio eléctrico no puede ser interrumpido, estos trabajos se programan en días en los que el consumo de energía eléctrica es menor que los demás, lo que ocurre generalmente los fines de semana, previa coordinación con los responsables de operación. Este mantenimiento se realiza en base a las recomendaciones de normas internacionales (IEC-76, IEC-72). La programación de las actividades de mantenimiento preventivo se realiza en función del lugar o “bahía” en donde se hace la intervención. El tiempo de duración de estas actividades, o también denominadas “jornadas de mantenimiento”, oscila generalmente entre 4 y 8 horas. 2.17.3 Reparaciones accidentales 2.17.3.1 Líneas de transmisión En las líneas de alta tensión se producen una media de 3 a 4 incidentes por año. Los incidentes pueden ser, según sus efectos, de dos tipos: El primer tipo de incidentes agrupa aquellos que producen una ausencia momentánea

de tensión, como los motivados por sobrecargas de tensión ajenas a la línea, fuerte niebla unida a contaminación atmosférica, fugas a tierra por múltiples causas, entre otros factores. En estos casos no se producen defectos permanentes en la línea y se restablece el servicio de forma automática o manualmente. Este tipo de incidentes es el más frecuente.

El otro tipo de incidentes comprende los que producen una ausencia de tensión permanente o avería en la línea, precisando reparación. Las causas más frecuentes de este tipo de averías son fenómenos meteorológicos de intensidad anormal



(tormentas, vientos muy fuertes, etc.) que sobrepasan los cálculos técnicos y de seguridad utilizados en el diseño. Una vez localizada y reparada la avería, se vuelve a acoplar la línea. Otras causas menos frecuentes de averías son el envejecimiento de materiales, accidentes ajenos a la línea, etc.

Para proceder a la reparación de estas averías accidentales se utilizan los accesos previstos para el mantenimiento permanente de la línea, construidos y/o rehabilitados durante la etapa constructiva. 2.17.3.2 Subestaciones eléctricas Se procederá de acuerdo con los procedimientos adoptados para la operación de las instalaciones, a través del personal técnico designado. Dichos procedimientos serán reportados al COES, a fin de obtener las autorizaciones correspondientes de acuerdo al tipo de contingencia que se presente. Los servicios serán atendidos por personal técnico calificado, que conforma la cuadrilla de mantenimiento del operador de las instalaciones en la zona.

capítulo ii - descripción del proyecto€¦ · ... loading tests on overhead line structures. ......

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