volumen iii - coes

Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de la Actualización del Plan de

Transmisión 2013 - 2022”

08/04/2012

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Informe DP–01–2012 Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión Pág. 1

Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Abril-2012

COES

VOLUMEN III

INDICE

I. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 4

II. CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO ..................................................................... 5

2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................... 5

2.2 SUBESTACIONES....................................................................................... 6

III. ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULANTE AÑO 2018 .................................. 8

3.1 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV MANTARO

– MARCONA – NUEVA SOCABAYA – MONTALVO Y

SUBESTACIONES....................................................................................... 8

3.2 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV PUNO –

JULIACA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES .......................................... 10

3.3 ANTEPROYECTO : PRIMERA ETAPA DE LA SUBESTACIÓN

CARAPONGO 500/220 kV Y ENLACES DE CONEXIÓN DE LÍNEAS

ALEDAÑAS ................................................................................................ 11

3.4 ANTEPROYECTO : COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE

20 MVar EN 60 kV – SE PUCALLPA ......................................................... 12

3.5 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 1 DE LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN 220 kV .............................................................................. 13

3.6 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 2 DE LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN 220 kV .............................................................................. 13



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IV. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS

VINCULANTES ................................................................................................... 15

4.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRUJILLO – CAJAMARCA 500 kV Y

SUBESTACIONES..................................................................................... 15

4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500

kV Y SUBESTACIONES ............................................................................ 25

4.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN MANTARO – NUEVA YANANGO Y

SUBESTACIONES..................................................................................... 35

4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO

500 kV Y SUBESTACIONES ..................................................................... 45

4.5 AMPLIACIÓN DE SUBESTACIÓN MONTALVO 2 500/220 KV ................. 55

4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y

SUBESTACIONES..................................................................................... 61

4.7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV Y

SUBESTACIONES..................................................................................... 70

4.8 LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA NIÑA – PIURA 220 kV Y

SUBESTACIONES..................................................................................... 79

4.9 LÍNEA DE TRANSMISIÓN PIURA – TALARA 220 kV Y

SUBESTACIONES..................................................................................... 88

4.10 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN MANTARO –

INDEPENDENCIA 220 kV EN HUANCAVELICA Y SUBESTACIONES ..... 97

4.11 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN CHICLAYO –

PIURA 220 kV EN S.E. LA NIÑA Y SUBESTACIONES ........................... 105

4.12 SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV - 2DA ETAPA ...................... 112

4.13 REPOTENCIACIÓN A 75 MVA (50%) DE LA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN AGUAYTÍA – PUCALLPA EN 138 kV ............................. 119



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LISTA DE ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULATE Anteproyecto 1 : Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva

Socabaya – Montalvo y Subestaciones Anteproyecto 2 : Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y

Subestaciones Anteproyecto 3 : Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y

enlaces de conexión de líneas aledañas Anteproyecto 4 : Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV –

SE Pucallpa Anteproyecto 5 : Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV Anteproyecto 6 : Repotenciación 2 de Líneas de Transmisión 220 kV



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I. INTRODUCCIÓN

El Informe Final del Estudio del Primer Plan de Transmisión, elaborado por el

COES, consigna la Lista de Proyectos para los que se han desarrollado los

correspondientes anteproyectos del Plan Vinculante (año horizonte 2018) y los

no incluidos como proyectos vinculantes (año horizonte 2022), según el

detalle que se explica a continuación.

Como resultado del Plan Vinculante se destaca el importante reforzamiento de

la transmisión Centro-Sur con la implementación del segundo circuito a 500

kV (Mantaro Marcona –Nueva Socabaya – Montalvo) con lo que se conforma

una esquema de transmisión fuerte y de gran capacidad suficiente para

atender los requerimientos iniciales del gran incremento estimado en la

demanda del Sur y posteriormente para recibir los grandes proyectos térmicos

e hidroeléctricos a ser desarrollados en esa zona.

También en este Plan Vinculante destaca la implementación de la

Subestación Carapongo, para el suministro troncal de energía a Lima

Metropolitana conformado por un sistema de transmisión troncal a 220 kV y

500 kV que podrá brindar suficiente capacidad y confiabilidad el suministro

eléctrico a los sistemas de transmisión de las concesionarias de transmisión

hacia el largo plazo.



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II. CRITERIOS BÁSICOS DE DISEÑO

2.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Características 220 kV 500 kV

Máxima tensión de

operación (kV) 245 550

Capacidad de Transmisión de diseño (MVA), Ver Nota 1

450 MVA (como mínimo) 1400 MVA (como mínimo)

Gradiente Superficial Máximo

Deberá verificarse que el valor máximo de gradiente superficial en los conductores, no supere los siguientes valores de gradientes críticos: • 16 kVrms/cm, en región costa con altitudes hasta 1000 msnm. • 18,5 kVrms/cm, en región selva con altitudes hasta 1000 msnm. • 18,5 kVrms/cm, en las zonas con altitud mayor a 1000 msnm. Este valor está referido al nivel del mar por lo que deberá corregirse por altitud.

Campos y perturbaciones

Se hará referencia a las siguientes Normas:

Ítems C.3.3 y C.4.2 del CNE Utilización 2006:

valores límites de campo eléctrico, campo

magnético y ruido audible.

Normas IEC : Radio interferencia

Transposiciones Una transposición completa para tramos entre 70 y 250

km y dos transposiciones para tramos mayores a 250 km.

Tasa de fallas por descarga atmosférica en N° de

Fallas/100 km / año, Ver Nota 2

Por falla de blindaje : 0,01

Total 2


Total 1

Requerimientos Mecánicos Considerar lo señalado en el Código Nacional de

Electricidad – Suministro 2011

Aislamiento

- Características

- Longitud de línea de fuga específica

Considerar criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC aplicables

31 mm/kV, zona de la costa de muy alta contaminación

20 mm/kV, zona de la sierra y selva de contaminación media



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Estructuras

Reticuladas de acero galvanizado

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo Cross Rope

Cable de Guarda

1 cable OPGW para todas las líneas sin excepción; se

incluirá un cable del tipo acerado para cumplir con la tasa

de fallas u otro criterio de diseño.

Notas:

1. La Potencia de diseño de la línea se determina para condiciones de

temperatura ambiente máxima media (promedio de temperaturas

máximas anuales en 10 años), radiación solar máxima y viento

mínimo de 0,61 m/s (perpendicular al conductor). Sin embargo la

línea deberá poder operar a la temperatura máxima del conductor

(75 ºC) para el cual deben respetarse las distancias de seguridad.

2. La tasa total de fallas está determinada tanto por fallas de blindaje

(descargas sobre conductores) como por fallas debidas a contorneos

inversos (descargas sobre estructuras o cables de guarda).

2.2 SUBESTACIONES

Características 220 kV 500 kV

Tensión máxima de servicio (kV) 245 550

Impulso atmosférico BIL (kV) 950 (ver nota 1) 1550 (ver nota 1)

Impulso por maniobra SIL (kV) -- 1175

Niveles mínimos de corriente de cortocircuito (kA)

40 y 63 kA (Ver Nota 2)

40

Configuración Doble barra con simple interruptor y seccionador de transferencia

Interruptor y Medio

Distancias mínimas Según IEC-60071-2

Según IEC-60071-2

Distancias de fuga 31 mm/kV, zona de la costa de muy alta contaminación

20 mm/kV, zona de la sierra y selva de contaminación media

Dimensionamiento de barras por ampacitancia y cortocircuito

Para condiciones de máxima carga futura en escenarios de máxima transferencia.

Emplazamiento Tomar en cuenta los proyectos consignados en el Plan de Transmisión y Plan Transitorio y agregarle un 30% para celdas futuras, de no tener información prevér como mínimo un espacio del 100%.



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COES

Notas:

1. Valores normalizados hasta 1000 msnm, para emplazamientos a

alturas superiores se deberá ajustar de acuerdo a lo establecido en la

norma IEC-60071-1. Dicha corrección será evaluada en etapas

posteriores y no en el ANTEPROYECTO.

2. En la Subestación Carapongo el nivel mínimo de corriente de

cortocircuito (kA) será de 63 kA.

Sistema de Control Tipo Distribuido, con casetas de control que contienen los tableros de protección, medición, comunicación y servicios auxiliares; ubicados en el patio junto a sus celdas correspondientes y se conectan por FO a un controlador central ubicado en una sala de control.

Sistema de Protección Según Requisitos Mínimos de Protección del COES

Sistema de Comunicaciones Sistema Principal : Fibra Optica (OPGW) Sistema de Respaldo : Onda Portadora Digital

Sistema de Automatización y Telecontrol Subestaciones Telecomandadas con facilidades para su operación desde la sala de control local.

Sistema de Puesta a Tierra 220 kV : 31.5 - 40 kA 500 kV : 40 kA o el obtenido en un horizonte de 25 años Tiempo mín. despeje de falla 0.5 seg Norma : Sección 9 de la IEEE Std. 80.



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III. ANTEPROYECTOS DEL PLAN VINCULANTE AÑO 2018

La Actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022 propone la

implementación de los siguientes Anteproyectos del Plan Vinculante (año

horizonte 2018):

1) Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva

Socabaya – Montalvo y Subestaciones.

2) Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y

Subestaciones.

3) Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de

conexión de líneas aledañas

4) Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – SE

Pucallpa

5) Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV:

a) Pachacha – Callahuanca (L-2222/L-2223)

b) Pomacocha – San Juan (L2205/L-2206)

c) Huanza (*) – Carabayllo

(*) Futura subestación que seccionará la línea Huayucachi – Carabayllo (L-2221)

6) Repotenciación 2 de Líneas de Transmisión 220 kV:

a) Tingo María – Vizcarra (L-2252)

b) Vizcarra – Conococha (L-2253)

c) Trujillo – Cajamarca (L-2260)

Debido a que los anteproyectos señalados corresponden al Plan Vinculante,

éstos han sido desarrollados con un mayor grado de detalle

3.1 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV MANTARO –

MARCONA – NUEVA SOCABAYA – MONTALVO Y SUBESTACIONES

Actualmente el enlace Centro – Sur tiene una alta dependencia del enlace

existente 220 kV Mantaro – Cotaruse – Socabaya con baja confiabilidad ante

contingencias mayores, y aún con la implementación del enlace Chilca –

Marcona – Montalvo, ante la pérdida de alguno de éstos enlaces no podría

mantenerse la confiabilidad de todo el suministro. Sin embargo, con la

implementación del enlace Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo

se logrará una alta confiabilidad a la demanda y la generación del Sur.



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COES

El enlace propuesto de 500 kV sería de simple circuito con compensación

serie en los tramos Mantaro – Marcona y Marcona – Nueva Socabaya, con un

trazo predominante por la costa con excepción del tramo Mantaro – Marcona

que atravesaría una zona de sierra en altitud.

El proyecto comprenderá también una nueva subestación 500/220 kV

extensiva a la S.E. Campo Armiño de la C.H. Mantaro, la ampliación de la S.E

Marcona 500/220 kV, una nueva subestación 500/220 kV (Nueva Socabaya)

cercana a la S.E. 220 kV Socabaya existente, dado que ésta presenta

limitaciones de ampliación y acceso de líneas, y finalmente la ampliación de la

S.E Montalvo en 500 kV, con una posterior ampliación de transformación con

un módulo adicional de 500/220 kV.

Por esta razón, se encargo a la consultora CESEL el desarrollo del

anteproyecto que contiene los siguientes volúmenes:

Volumen I : Líneas de Transmisión

- Memoria Descriptiva

- Metrado y Presupuesto Referencial.

- Láminas y Planos

Volumen II : Subestaciones

- Memoria Descriptiva

- Metrado y Presupuesto Referencial.

- Láminas y Planos

El desarrollo del anteproyecto se encuentra en el Anexo: Lista de Anteproyectos del Plan Vinculante y su costo se resume a continuación.

Anteproyecto Costo Total (10^6 USD $)

Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo y Subestaciones (*)

376.4

No incluye IGV

(*) No se cuenta con los criterios de diseño para el dimensionamiento de los

componentes señalados en zonas de gran altitud, debido a que no existen aún, en el

mundo, experiencias operativas suficientes de enlaces en esa tensión a gran altitud;

es por ello que éstos dimensionamientos serán definidos en etapas posteriores.

Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las subestaciones

en las zonas bajas.



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3.2 ANTEPROYECTO : LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 KV PUNO –

JULIACA – AZÁNGARO Y SUBESTACIONES

Debido a congestiones en los enlaces existentes a 138 kV se requieren

nuevos enlaces en 220 kV como el de Puno – Juliaca – Azángaro.

Posteriormente, en el 2022 ésta se extenderá desde Azángaro hasta Tintaya.

Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua-

Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el

Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas

conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN.

Por esta razón, se encargo a la consultora PEPSA el desarrollo del

anteproyecto que contiene los siguientes volúmenes:

Volumen I : Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro

- Parte A : Memoria Descriptiva

- Parte B : Planos

Volumen II : Subestaciones en 220 kV Puno – Juliaca - Azángaro


- Parte B : Planos

Volumen III : Sistema de Telecomunicaciones y Control


- Parte B : Planos

La línea de transmisión de 220 kV propuesta sería de simple circuito, con un

trazo cercano a la del recorrido por las líneas en 138 kV.

El proyecto comprenderá también nuevas subestaciones 220/138 kV en

Azángaro y Juliaca extensivas a las subestaciones existentes, así como la

ampliación de la S.E. Puno 220/138 kV.



Línea de Transmisión en 220 kV Puno – Juliaca – Azángaro y Subestaciones

68.9

No incluye IGV



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3.3 ANTEPROYECTO : PRIMERA ETAPA DE LA SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV Y ENLACES DE CONEXIÓN DE LÍNEAS ALEDAÑAS

El Área de Lima Metropolitana cuenta actualmente con 4 puntos

alimentadores troncales principales a los que se conectan los sistemas de

transmisión de las concesionarias de distribución los cuales son: Chilca, San

Juan, La Planicie, Carabayllo y las líneas provenientes de la Sierra Central

conectadas a las subestaciones de Santa Rosa y Chavarría.

Parte del suministro eléctrico de Lima proviene de las centrales hidroeléctricas

lejanas Callahuanca, Huinco y Mantaro, y de centrales térmicas locales de

Santa Rosa y Ventanilla la energía eléctrica. Todo este suministro obedece al

despacho de esas centrales acorde a su programación, por lo que el

abastecimiento a Lima se hace en alto grado incierto y no confiable ya que

depende de la disponibilidad y de la generación involucrada, y de la expansión

de la transmisión de las empresas concesionarias.

Por lo anterior, y acorde a los resultados del diagnóstico, se planteó formar un

sistema troncal de suministro eléctrico de Lima a 220 kV y 500 kV que atienda

las necesidades de largo plazo, es así que se propone la conformación de un

esquema de transmisión troncal conformado por un sistema con cuatro

grandes subestaciones en 500 y 220 kV: Chilca, San Juan, La Planicie,

Carabayllo y la propuesta de la nueva subestación 500/220 kV Carapongo

(inicialmente solo en 220 kV).

La subestación Carapongo estaría localizada en un punto de confluencia de

las líneas 220 kV La Planicie – Carabayllo y 500 kV Chilca – Carabayllo, con

las líneas de doble circuito Huinco – Santa Rosa y Callahuanca – Chavarría,

ya que todas pasan a corta distancia entre ellas y es en esa zona donde se

ubicaría la nueva subestación.

Por esta razón, se encargo a la consultora PRICONSA el desarrollo del

anteproyecto que contiene los siguientes capítulos:

Capítulo 1 : Introducción

Capítulo 2 : Descripción de la Subestación

Capítulo 3 : Equipamiento del Patio de llaves

Capítulo 4 : Descripción de líneas de transmisión

Capítulo 5 : Presupuesto

Capítulo 6 : Cronograma

Capítulo 7 : Láminas y Planos



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COES



Primera etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas

17.6

No incluye IGV

3.4 ANTEPROYECTO : COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA DE 20 MVar EN 60 kV – SE PUCALLPA

La alimentación eléctrica al sistema de Electroucayali proviene de la barra de

Tingo MariaMaría, a través de los enlaces Tingo Maríia-Aguaytíia en 220 kV y

Aguaytía-Pucallpa en 138 kV. Las simulaciones eléctricas de los años

venideros han arrojado caídas de tensión por debajo del rango permitido por

la norma, principalmente cuando la central Aguaytía no está despachada, que

ocurre en periodos hidrológicos de avenida. La solución para magnitudes de

demanda que no superen el orden de 46 MW se logra con la instalación de

compensación reactiva capacitiva del orden de 20 MVAr en la barra de 60 kV

de la subestación de llegada de la línea Aguaytía-Pucallpa de 138 kV de REP.

Alternativamente la compensación se puede ubicar en barras de media

tensión de Electroucayali, lo cual brindaría mejor desempeño porque

demandaría menor magnitud de compensación y adicionalmente brindaría

reducción de pérdidas en la red de distribución de 60 kV de Electroucayali. Sin

embargo, esta opción debe ser estudiada adecuadamente en coordinación

con la distribuidora, porque podría dar lugar a que el factor de potencia de las

cargas en el punto de entrega exceda el valor de 0.95.

Por esta razón, se encargo a la consultora PRICONSA el desarrollo del


Capítulo 1 : Introducción

Capítulo 2 : Características generales de la subestación existente

Capítulo 3 : Descripción de las instalaciones proyectadas

Capítulo 4 : Presupuesto

Capítulo 5 : Cronograma

Capítulo 6 : Láminas y Planos



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Compensación Reactiva Capacitiva de 20 MVAR en 60 kV – SE Pucallpa

0.63

No incluye IGV

3.5 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 1 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 220 kV

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín, Pasco,

Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requiere la

repotenciación de las siguientes líneas de su actual valor de 152 MVA a 250

MVA:

Pachacha – Callahuanca (L-2222/L-2223)

Pomacocha – San Juan (L2205/L-2206)

Huanza (*) – Carabayllo

(*) Futura subestación que seccionará la línea Huayucachi – Carabayllo (L-2221)

Por esta razón, se encargo a la consultora CESEL el desarrollo del


Capítulo 1 : Resumen

Capítulo 2 : LT. Pachachaca – Callahuanca L-2222/L-2223

Capítulo 3 : LT. Pomacocha – San Juan L-2205/L-2206

Capítulo 4 : LT. Huanza – Carabayllo

Capítulo 5 : Plan de Intervenciones



Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV

2.3

No incluye IGV

3.6 ANTEPROYECTO : REPOTENCIACIÓN 2 DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

220 kV

En el Área Cajamarca comprendida por los departamentos de La Libertad y

Cajamarca, se identificó que por congestión del enlace existente, se requiere

la repotenciación del enlace existente 220 kV Trujillo - Cajamarca para

incremento de su actual capacidad de 152 MVA a 250 MVA.



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De otro lado, en el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los

departamentos de los mismos nombres, se identificó que por congestión se

requiere incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María –

Vizcarra – Conococha de su actual valor de 190 MVA a 250 MVA.

Por esta razón, se encargo a la consultora S&Z el desarrollo del anteproyecto

que contiene los siguientes capítulos:

Capítulo 1 : Resumen

Capítulo 2 : LT. Pachachaca – Callahuanca L-2222/L-2223

Capítulo 3 : LT. Pomacocha – San Juan L-2205/L-2206

Capítulo 4 : LT. Huanza – Carabayllo

Capítulo 5 : Plan de Intervenciones


Anteproyecto Costo Total (USD $)

Repotenciación 1 de Líneas de Transmisión 220 kV

1.1

No incluye IGV



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COES

IV. ANTEPROYECTOS DE PROYECTOS NO INCLUIDOS COMO PROYECTOS VINCULANTES

4.1 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TRUJILLO – CAJAMARCA 500 kV Y

SUBESTACIONES

4.1.1 Diagnóstico

En el Área Cajamarca comprendida por los departamentos de La Libertad y

Cajamarca, se identificó que por congestión del enlace existente (Trujillo –

Cajamarca en 220 kV), requiere para el 2022 un nuevo enlace a 500 kV

Trujillo - Cajamarca.

4.1.2 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

horizonte 2022) 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 129-2009-MEM/DM “Criterios y

Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión”. Asimismo,

discrimina los Proyectos ya considerados en el Plan Vinculante del PT.

Como resultado se considera la implementación de la Línea de Transmisión

en 500 kV Trujillo – Cajamarca y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Trujillo - Cajamarca de 137 km

(aprox.)

2) Ampliación de la subestación Trujillo en 500 kV.

3) Nueva Subestación Cajamarca 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace

220 kV a subestación Cajamarca Norte existente.

4) Ampliación 220 kV de Subestación Cajamarca Norte existente.



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4.1.3 Diagramas Unifilares

En la figura Nº 01 se adjunta el diagrama unifilar del proyecto en mención.



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COES

Fig. Nº 01: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones



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4.1.4 Características Técnicas

Línea de Transmisión 500 kV Trujillo – Cajamarca y enlace 220 kV a

Cajamarca

La línea de transmisión en 500 kV y el enlace en 220 kV deberán contar con

las siguientes características:

Características de diseño

Tensión nominal

(kV)

500 220

Máxima tensión de

operación (kV)

550 245

Longitud de línea 137 km. 1 km.

Nº de circuitos 1 1

Capacidad de

Transmisión de

diseño (MVA)

1400 (como mínimo) 600

(equivalente a la capacidad

del Autotransformador)

Conductor

- Nº de

conductores por

fase

- Tipo y calibre

A ser definidos por el

consultor


consultor

Aislamiento

- Características

- Longitud de

línea de fuga

específica

- Tipo y material

de aisladores

Criterios del EPRI AC Transmissión Line Reference

Book – 200 kV and above, Third Edition y Normas IEC

aplicables

31 mm/kV, zona de costa de muy alta contaminación

20 mm/kV, zona de sierra y selva de contaminación

media

A ser definidos por el consultor



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Estructuras

- Material

- Tipos

Reticuladas de acero

galvanizado,

autosoportadas ó tipo

Cross Rope.


consultor


galvanizado


consultor

Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

2

EHS y OPGW

1

OPGW

Puesta a tierra Contrapesos, jabalinas, cemento conductivo.

Ferretería Fierro Galvanizado (Aisladores)

Aluminio (Conductores)

Tasa de fallas por

descarga

atmosférica en Nº

de Fallas /100 km /

año


Total 1


Total 2

Ampliación de S.E. Trujillo 500 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Trujillo 500 kV, de configuración

interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Equipos de compensación y transformación

- 01 Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR

b) Celdas:

- 01 celda de línea en 500 kV a Cajamarca (2/3 del diámetro)

- 01 celda de Reactor de línea de 500 kV y 75 MVAR

c) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,

comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios

auxiliares, obras civiles, etc.

El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios de diseño

considerados en los proyectos “Línea 500 kV Carabayllo – Chimbote –

Trujillo” y “Línea 500 kV Trujillo – Chiclayo” del Titular Consorcio

Transmantaro.



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COES

Subestación Cajamarca 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración



- 01 Banco de Autotransformadores monofásicos 500/220 kV de 450

MVA.


b) Celdas:

- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Trujillo y 01 del

Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)

- 01 Celda de Reactor de línea

- 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Cajamarca Norte

d) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,

comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,

obras civiles.

Ampliación de S.E. Cajamarca Norte 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la

subestación Cajamarca 500/220 kV de configuración doble barra y demás

sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar

los criterios de diseño de la subestación existente.

4.1.5 Rutas de Línea

En figura Nº 02 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.

4.1.6 Presupuesto

En el cuadro Nº 01 se adjunta el costo estimado de implementación del

Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 02: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 01: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.1.7 Cronograma de Operación Comercial

La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) 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 03 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 40 meses.

4.1.8 Niveles de Cortocircuito

El análisis de cortocircuito fueron evaluados en los siguientes casos:

Los resultados de éste análisis se consignan en anexo J del Informe de

propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022 (versión

preliminar), la cual se resume a continuación:

Barra 500 kV Cajamarca : menor a 5 kA

Barra 220 kV Cajamarca : menor a 10 kA

Los valores de cortocircuito a ser considerados en el equipamiento de los

proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022), considerando

un tiempo de vida útil de los equipos de 30 años, serán:

Nivel 500 kV : 40 kA (valor estandarizado)

Nivel 220 kV : 31,5 kA (valor estandarizado)



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 03: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Trujillo – Cajamarca 500 kV y

subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.2 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YANANGO – CARAPONGO 500 kV Y SUBESTACIONES

4.2.1 Diagnóstico

El Área Sierra – Costa Centro comprende los departamentos de Junín,

Pasco, Huancavelica y Lima, identificándose que por congestión se requieren

nuevas líneas a 500 kV entre la Sierra Centro y la Costa Centro (Lima),

conformadas por Nueva Yanango – Carapongo, Mantaro – Nueva Yanango y

Nueva Yuncán – Nueva Yanango, así como los nuevos enlaces o

reforzamiento de la transmisión a 220 kV desde la subestación Nueva

Yuncán 500/220 kV a Carhuamayo 220 kV, y de Nueva Yanango 500/220 kV

a Pachacaca 220 kV.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y subestaciones con los siguientes

alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yanango - Carapongo de 200

km (aprox.)

2) Ampliación subestación Carapongo en 500 kV.

3) Nueva Subestación Yanango 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace

220 kV a subestación Yanango existente.

4) Ampliación 220 kV de Subestación Yanango existente.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 04: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y enlace 220

kV a Yanango




Tensión nominal

(kV)

500 220

Máxima tensión de

operación (kV)

550 245



Capacidad de

Transmisión de

diseño (MVA)




Conductor (*)

- Nº de

conductores por

fase

- Tipo y calibre


consultor


consultor

Aislamiento (*)

- Características

- Longitud de

línea de fuga

específica

- Tipo y material

de aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos


galvanizado,


Cross Rope.


consultor


galvanizado


consultor



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

2

EHS y OPGW

1

OPGW




Tasa de fallas por

descarga

atmosférica en Nº

de Fallas /100 km /

año


Total 1


Total 2





Mientras tanto, se plantean ciertas restricciones como el de ubicar a las

subestaciones en las zonas bajas.

Ampliación de S.E. Carapongo en 500 kV

Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Carapongo de 500/220 kV, de

configuración interruptor y medio con el siguiente equipamiento:


- 01 Reactor de línea de 500 kV y 150 MVar

- 01 Reactor de barra de 500 kV y 200 MVar

b) Celdas:

- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Yanango y 01 del

Reactor de Barra (1diámetro completo)






considerados en los proyectos “Primera etapa de la subestación Carapongo

500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas” del Plan Vinculante y

“Segunda etapa de la subestación Carapongo 500/220 kV, cuando éstos se

implementen.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Subestación Nueva Yanango 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación de configuración




MVA.



b) Celdas:


Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)

- 01 celda de Reactor de barra (2/3 diámetro)


- 01 Celda de línea 220 kV – enlace a Yanango




Ampliación de S.E. Yanango 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace con la

subestación Nueva Yanango de configuración simple barra y demás sistemas

complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o superar los

criterios de diseño de la subestación existente.





4.2.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 05: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 02: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 500 kV Yanango : aprox. 10 kA


Barra 500 kV Carapongo : aprox. 30 kA

Barra 220 kV Carapongo : aprox. 40 kA




Subestación Yanango:



Subestación Carapongo:


Nivel 220 kV : 63 kA (valor requerido)



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 06: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yanango – Carapongo 500 kV

y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.3 LÍNEA DE TRANSMISIÓN MANTARO – NUEVA YANANGO Y SUBESTACIONES

4.3.1 Diagnóstico




conformadas por Mantaro – Nueva Yanango, Nueva Yanango – Carapongo y




a Pachacaca 220 kV.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 500 kV Nueva Yanango – Carapongo y subestaciones con los siguientes

alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro - Nueva Yanango de 160 km

(aprox.)

2) Ampliación subestación Mantaro en 500 kV.

3) Ampliación subestación Nueva Yanango 500/220 kV en 500 kV.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 07: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 500 kV Mantaro – Nueva Yanango

La línea de transmisión en 500 kV deberá contar con las siguientes

características:


Tensión nominal

(kV)

500

Máxima tensión de

operación (kV)

550

Longitud de línea 160 km.

Nº de circuitos 1

Capacidad de

Transmisión de

diseño (MVA)

1400 (como mínimo)

Conductor (*)

- Nº de

conductores por

fase

- Tipo y calibre


Aislamiento (*)

- Características

- Longitud de

línea de fuga

específica

- Tipo y material

de aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo

Cross Rope.


Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

2

EHS y OPGW



08/04/2012

Versión Preliminar



COES




Tasa de fallas por

descarga

atmosférica en Nº

de Fallas /100 km /

año

Por falla de blindaje : 0.01

Total 1.0







Ampliación de S.E. Mantaro en 500 kV

Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Mantaro de 500/220 kV, de





b) Celdas:


Reactor de Barra (1diámetro completo)






considerados en los proyecto “Línea de Transmisión en 500 kV Mantaro –

Marcona – Socabaya – Montalvo y Subestaciones” del Plan Vinculante,

cuando éste se implemente.

Ampliación de la Subestación Nueva Yanango 500/220 kV

Comprende la ampliación en 500 kV de la S.E. Yanango 500/220 kV, de




08/04/2012

Versión Preliminar



COES



b) Celdas:

- 01 Celda de línea en 500 kV de Mantaro (2/3 del diámetro)









4.3.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 08: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 03: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES















Barra 500 kV Mantaro : aprox. 15 kA

Barra 220 kV Mantaro : aprox. 35 kA *




Subestación Yanango:



Subestación Mantaro:


Nivel 220 kV : 40 kA (valor estandarizado) *

* A fin de reducir el nivel de cortocircuito de la barra 220 kV de la SE Campo

Armiño, se ha incluido como parte de los alcances del Anteproyecto Mantaro –

Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo, el equipamiento de un reactor serie

entre el enlace de la barra 220 kV de la SE Campo Armiño y la nueva SE

Mantaro 220/500 kV, así como la reubicación de la conexión de la línea en

doble terna del proyecto CH Cerro del Aguila a la barra 220 kV de la nueva

subestación Mantaro 220/500 kV.



08/04/2012

Versión Preliminar


Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Marzo-2012

COES

Fig. Nº 09: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango 500 kV y

subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.4 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA YUNCÁN – NUEVA YANANGO 500 kV Y SUBESTACIONES

4.4.1 Diagnóstico




conformadas por Nueva Yuncán – Nueva Yanango, Mantaro – Nueva

Yanango y Nueva Yanango – Carapongo, así como los nuevos enlaces o



a Pachacaca 220 kV.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango y subestaciones con los

siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango de

60 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación Nueva Yanango en 500 kV.

3) Nueva Subestación Yuncán 500/220 kV de 600 MVA, incluye enlace

220 kV a subestación Yuncán existente.

4) Ampliación 220 kV de Subestación Yuncán existente.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 10: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 500 kV Nueva Yuncán – Nueva Yanango y enlace

220 kV a Cajamarca




Tensión nominal

(kV)

500 220

Máxima tensión de

operación (kV)

550 245



Capacidad de

Transmisión de

diseño (MVA)




Conductor (*)

- Nº de

conductores por

fase

- Tipo y calibre


consultor


consultor

Aislamiento (*)

- Características

- Longitud de

línea de fuga

específica

- Tipo y material

de aisladores



aplicables



media




08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Estructuras

- Material

- Tipos


galvanizado,


Cross Rope.


consultor


galvanizado


consultor

Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

2

EHS y OPGW

1

OPGW




Tasa de fallas por

descarga

atmosférica en Nº

de Fallas /100 km /

año


Total 1.0


Total 2.0







Ampliación de S.E. Nueva Yanango 500 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Yanango 500 kV, de configuración




b) Celdas:

- 01 celda de línea en 500 kV a Cajamarca (2/3 del diámetro)

- 01 celda de Reactor de línea






08/04/2012

Versión Preliminar



COES


considerados en los proyectos “Línea de Transmisión Nueva Yanango -

Carapongo” y “Línea de Transmisión Mantaro – Nueva Yanango” a

implementarse.

Nueva Subestación Yuncán 500/220 kV

Comprende la construcción de una nueva subestación 500/220 kV de

configuración interruptor y medio y comprenderá el siguiente equipamiento:



MVA.


b) Celdas:

- 02 Celdas, 01 de llegada de la línea 500 kV de Nueva Yanango y

01 del Autotransformador 500/220 kV (1diámetro completo)


- 01 Celda de línea 220 kV – enlace con Yuncán existente


comunicaciones, pórticos y barras, puesta a tierra, servicios auxiliares,

obras civiles.

Ampliación de S.E. Yuncán 220 kV (existente)

Comprende la construcción de 01 celda 220 kV para el enlace a la

subestación Nueva Yuncán 500/220 kV de configuración doble barra y

demás sistemas complementarios. Dicho equipamiento deberá mantener y/o

superar los criterios de diseño de la subestación existente.





4.4.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 11: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 04: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango 500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 500 kV Yuncán : aprox. a 5 kA

Barra 220 kV Yuncán : aprox. a 10 kA






Subestaciones Nueva Yuncán y Nueva Yanango:





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 12: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Yuncán – Nueva Yanango

500 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.5 AMPLIACIÓN DE SUBESTACIÓN MONTALVO 2 500/220 KV

4.5.1 Diagnóstico

En el Área Sur-Este comprendida por los departamentos de Puno y Cusco,

se identificó que por congestión del enlaces existentes a 138 kV, para el

2022 se requiere los nuevos enlaces a 220 kV Tintaya – Azángaro y

Azángaro – Puno. Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV

Arequipa-Moquegua-Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy

fuertes del SEIN en el Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo

en Moquegua, ambas conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN.

Asimismo, se requiere un segundo autotransformador 500/220 kV en la futura

subestación Montalvo 2.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances





Como resultado se considera la ampliación de la subestación Montalvo 2 con

los siguientes alcances:

1) Implementación de un segundo autotransformador 500/220 kV – 750

MVA .





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 13: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Montalvo 2 500/220 kV



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Ampliación de S.E. Montalvo 2 500/220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Montalvo 2 500/220 kV, de configuración

interruptor y medio en 500 kV y doble barra en 220 kV, y comprenderá el

siguiente equipamiento:


- 01 Autotransformador 500/220 kV de 750 MVA (2do

Autotransformador)

b) Celdas:

- 01 celda 500 kV de Autotransformador 500/220 kV (1/3 del

diámetro)

- 01 celda 220 kV de Autotransformador 500/220 kV





considerados en el proyecto “Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Marcona

– Ocoña – Montalvo” del Titular ABENGOA Transmisión Sur.

4.5.2 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 05: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Montalvo 2 220/500 kV



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 500 kV Montalvo : aprox. a 10 kA

Barra 220 kV Montalvo : aprox. a 15 kA




Subestaciones Montalvo:


Nivel 220 kV : 40 kA (valor estandarizado para sistema troncal

nacional)



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 14: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Montalvo 2 500/220 kV



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.6 LÍNEA DE TRANSMISIÓN TINGO MARÍA – CONOCOCHA 220 kV Y SUBESTACIONES

4.6.1 Diagnóstico

En el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de

los mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere

incrementar la capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra

– Conococha, así como la implementación de una nueva Línea 220 kV Tingo

María - Conococha.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 220 kV Tingo María – Conococha y subestaciones con los siguientes

alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV Tingo María – Conococha de 224 km

(aprox.)

2) Ampliación de la subestación Tingo María en 220 kV.

3) Ampliación de la subestación Conococha en 220 kV.





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 15: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 220 kV Tingo María – Conococha


características:


Tensión nominal (kV) 220

Máxima tensión de

operación (kV)

245


Nº de circuitos 1

Capacidad de Transmisión

de diseño (MVA)

450

(como mínimo)

Conductor

- Nº de conductores por

fase

- Tipo y calibre


Aislamiento

- Características

- Longitud de línea de

fuga específica

- Tipo y material de

aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos



Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

1

OPGW



08/04/2012

Versión Preliminar



COES




Tasa de fallas por

descarga atmosférica en

Nº de Fallas /100 km / año


Total 2.0

Ampliación de S.E. Tingo María 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Tingo María 220 kV, de configuración en

anillo y comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Conococha

b) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,




considerados en el diseño de la subestación Tingo María 220 kV, y la

ampliación prevista en el proyecto de generación “CH Belo Horizonte de 180

MW” del Titular Compañía Energética del Centro.

Ampliación de S.E. Conococha 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Conococha 220 kV, de configuración en

doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Tingo María





considerado en el proyecto “Línea de Transmisión 220 kV Carhuamayo –

Paragsha – Conococha – Huallanca – Cajamarca Norte – Cerro Corona –

Carhuaquero y Subestaciones” del Titular ABENGOA Transmisión Norte.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





4.6.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 16: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones

Nota: La Subestación existente Conocha está ubicada dentro del la Zona de Amortiguamiento del Parque Nacional Huascarán, de acuerdo al mapa

de las áreas naturales protegidas publicado en el portal web del SERNANP.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 06: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 220 kV Tingo María : aprox. 5 kA

Barra 220 kV Conococha : aprox. 15 kA




Subestaciones Tingo María y Conococha:

Nivel 220 kV : 31,5 – 40 kA (valor estandarizado)



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 17: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Tingo María – Conococha 220 kV y

subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.7 LÍNEA DE TRANSMISIÓN NUEVA TINTAYA – AZÁNGARO 220 kV Y SUBESTACIONES

4.7.1 Diagnóstico

Debido a congestiones en los enlaces existentes a 138 kV se requieren

nuevos enlaces en 220 kV como el de Puno – Juliaca – Azángaro.

Posteriormente, en el 2022 ésta se extenderá desde Azángaro hasta Tintaya.

Con este esta expansión se completa el anillo a 220 kV Arequipa-Moquegua-

Puno-Cusco-Arequipa, conectado a dos puntos muy fuertes del SEIN en el

Sur la subestación Socabaya en Arequipa y Montalvo en Moquegua, ambas

conectadas al sistema troncal de 500 kV del SEIN.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 220 kV Nueva Tintaya – Azángaro y subestaciones con los siguientes

alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV Nueva Tintaya – Azángaro de 130

km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación Nueva Tintaya en 220 kV.

3) Ampliación de la subestación Azángaro en 220 kV.





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 18: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 220 kV Nueva Tintaya – Azángaro


características:



Máxima tensión de

operación (kV)

245


Nº de circuitos 1


de diseño (MVA)

450

(como mínimo)

Conductor


fase

- Tipo y calibre


Aislamiento

- Características


fuga específica


aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos



Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

1

OPGW




08/04/2012

Versión Preliminar



COES



Tasa de fallas por




Total 2.0

Ampliación de S.E. Nueva Tintaya 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Nueva Tintaya 220 kV, de configuración

de doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a SE Azángaro





considerados en el proyecto “LT 220 kV Socabaya - Tintaya” del titular

Transmisora Eléctrica del Sur.

Ampliación de S.E. Azángaro 220 kV

Comprende la ampliación de la futura S.E. Azángaro 220 kV, de

configuración en doble barra con seccionador de transferencia y

comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Nueva Tintaya





considerado en el proyecto del Plan Vinculante “Línea de Transmisión 220 kV

Puno – Juliaca – Azángaro y Subestaciones” a ser implementado.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





4.7.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 19: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 07: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 220 kV Nueva Tintaya : aprox. 10 kA

Barra 220 kV Azángaro : aprox. 5 kA




Subestaciones Tingo María y Conococha:




08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 20: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Nueva Tintaya – Azángaro 220 kV y

subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.8 LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA NIÑA – PIURA 220 kV Y SUBESTACIONES

4.8.1 Diagnóstico

En el Área Norte comprendida por los departamentos de Lambayeque, Piura

y Tumbes, se identificó la necesidad de incremento de confiabilidad de los

enlaces de 220 kV entre la subestación La Niña 500/220 kV y la subestación

de Talara 220 kV para el suministro y la generación conectadas a las barras

220 kV de Talara, Piura y La Niña.

Los proyectos propuestos contemplan un tercer circuito paralelo a la líneas

220 kV Talara - Piura – La Niña, y el seccionamiento de la línea 220 kV

Chiclayo - Piura para conexión a la barra 220 kV existente de la S.E. La Niña,

a la que también llegaría el nuevo tercer circuito.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 220 kV La Niña – Piura y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV La Niña – Piura de 100 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación La Niña en 220 kV.

3) Ampliación de la subestación Piura en 220 kV.





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 21: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 220 kV La Niña – Piura


características:



Máxima tensión de

operación (kV)

245


Nº de circuitos 1


de diseño (MVA)

450

(como mínimo)

Conductor


fase

- Tipo y calibre


Aislamiento

- Características


fuga específica


aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos



Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

1

OPGW




08/04/2012

Versión Preliminar



COES



Tasa de fallas por




Total 2.0

Ampliación de S.E. La Niña 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. La Niña 220 kV, de configuración de

doble barra con seccionador de transferencia y comprenderá el siguiente

equipamiento:

a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Piura




El equipamiento deberá mantener y/o superar los criterios considerados en el

diseño de la subestación La Niña (220 kV) de propiedad del Consorcio

Transmantaro.

Ampliación de S.E. Piura 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Piura 220 kV, de configuración en doble

barra y comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a La Niña





diseño de la subestación Piura Oeste de propiedad de Red de Energía del

Perú.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





4.8.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 22: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 08: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 220 kV La Niña : aprox. 10 kA

Barra 220 kV Piura : aprox. 10 kA




Subestaciones La Niña y Piura:




08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 23: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión La Niña – Piura 220 kV y

subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.9 LÍNEA DE TRANSMISIÓN PIURA – TALARA 220 kV Y SUBESTACIONES

4.9.1 Diagnóstico











Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances






en 220 kV Piura – Talara y subestaciones con los siguientes alcances:

1) Línea de Transmisión en 220 kV Piura – Talara de 110 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación Piura en 220 kV.

3) Ampliación de la subestación Talara en 220 kV.





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 24: Diagrama Unifilar de Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Línea de Transmisión 220 kV Piura – Talara


características:



Máxima tensión de

operación (kV)

245


Nº de circuitos 1


de diseño (MVA)

450

(como mínimo)

Conductor


fase

- Tipo y calibre


Aislamiento

- Características


fuga específica


aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos



Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

1

OPGW




08/04/2012

Versión Preliminar



COES



Tasa de fallas por




Total 2.0

Ampliación de S.E. Piura 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Piura 220 kV, de configuración en doble


a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Talara





diseño de la subestación Piura Oeste de propiedad de Red de Energía del

Perú.

Ampliación de S.E. Talara 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Talara 220 kV, de configuración de doble


a) Celdas:

- 01 celda de línea en 220 kV a Piura





diseño de la subestación Talara de propiedad de Red de Energía del Perú.







08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.9.6 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 22: Ubicación de la Ruta de Línea de Transmisión Piura - Talara 220 kV (3era Terna) y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 09: Resumen de Presupuesto Estimado Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 220 kV Piura : aprox. 10 kA

Barra 220 kV Talara : aprox. 5 kA




Subestaciones Piura y Talara:




08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 26: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión Piura – Talara 220 kV y

subestaciones



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.10 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN MANTARO – INDEPENDENCIA 220 kV EN HUANCAVELICA Y SUBESTACIONES

4.10.1 Diagnóstico




conformadas por Mantaro – Nueva Yanango, Nueva Yanango – Carapongo y




a Pachacaca 220 kV.

Además se requiere seccionar la L.T. Mantaro - Independencia 220 kV en

Huancavelica, uniendo los dos circuitos Mantaro – Independencia en la barra

de Huancavelica.

4.10.2 Memoria Descriptiva Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances





Como resultado se considera la implementación del seccionamiento de la

Línea de Transmisión en 220 kV Mantaro – Independencia en la subestación

Huancavelica con los siguientes alcances:

1) Derivación de la línea de transmisión en 220 kV Mantaro –

Independencia de 0.2 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación Huancavelica en 220 kV.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 27: Diagrama Unifilar del Seccionamiento de la línea de transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en Huancavelica



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Derivación de la línea de transmisión 220 kV Mantaro – Independencia


características:



Máxima tensión de

operación (kV)

245

Longitud de línea 0.2 km.

Nº de circuitos 2


de diseño (MVA)

(similar a la capacidad de la línea Mantaro -

Independencia)

Conductor


fase

- Tipo y calibre


Aislamiento

- Características


fuga específica


aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos



Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

1

OPGW




08/04/2012

Versión Preliminar



COES



Tasa de fallas por


Nº de Fallas de Origen/100

km – año


Total 1.0

Ampliación de S.E. Huancavelica 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Huancavelica 220 kV, de configuración

en doble barra y comprenderá el siguiente equipamiento:

a) Celdas:

- 02 celdas de línea en 220 kV de Mantaro e Independencia

- Implementación de la configuración de doble barra





diseño de la subestación Huancavelica de propiedad de Red de Energía del

Perú.

4.10.5 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 10: Resumen de Presupuesto Estimado del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Mantaro – Independencia 220 kV en

Huancavelica



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 220 kV Huancavelica : aprox. 5 kA







08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 28: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Mantaro –

Independencia 220 kV en Huancavelica



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.11 SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA TRANSMISIÓN CHICLAYO – PIURA 220 kV EN S.E. LA NIÑA Y SUBESTACIONES

4.11.1 Diagnóstico














confiabilidad N-1.

Alcances





Como resultado se considera la implementación del seccionamiento de la

Línea de Transmisión en 220 kV Chiclayo – Piura en la subestación La Niña

con los siguientes alcances:

1) Derivación de la línea de transmisión en 220 kV Chiclayo – Piura de

1.0 km (aprox.)

2) Ampliación de la subestación La Niña en 220 kV.





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 29: Diagrama Unifilar del Seccionamiento de la línea de transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Derivación de la línea de transmisión 220 kV Chiclayo – Piura


características:



Máxima tensión de

operación (kV)

245

Longitud de línea 1.0 km.

Nº de circuitos 2


de diseño (MVA)

(similar a la capacidad de la línea Chiclayo – Piura)

Conductor


fase

- Tipo y calibre


Aislamiento

- Características


fuga específica


aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos



Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

1

OPGW




08/04/2012

Versión Preliminar



COES



Tasa de fallas por




Total 2.0

Ampliación de S.E. Huancavelica 220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. La Niña 220 kV, de configuración en

doble barra con seccionador de transferencia y comprenderá el siguiente

equipamiento:

a) Celdas:

- 02 celdas de línea en 220 kV de Chiclayo y Piura





diseño de la subestación La Niña (220 kV) de propiedad del Consorcio

Transmantaro.

4.11.5 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 11: Resumen de Presupuesto Estimado del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Chiclayo – Piura 220 kV en La Niña



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Nivel 220 kV : aprox. 10 kA




Nivel 220 kV : 31,5 - 40 kA (valor estandarizado)



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 30: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial del Seccionamiento de la Línea de Transmisión Chiclayo – Piura

220 kV en La Niña



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.12 SUBESTACIÓN CARAPONGO 500/220 kV - 2DA ETAPA

4.12.1 Diagnóstico

La implementación de la Subestación Carapongo, para el suministro troncal

de energía a Lima Metropolitana está conformado por un sistema de

transmisión troncal a 220 kV y 500 kV que podrá brindar suficiente capacidad

y confiabilidad el suministro eléctrico a los sistemas de transmisión de las

concesionarias de transmisión hacia el largo plazo. En ese sentido se plantea

su desarrollo en etapas siendo la primera la implementación de solo la barra

220 kV al que se conectarían las líneas 220 kV existentes, y una segunda

etapa que considera la implementación de transformación 500/220 kV.


Objetivo




confiabilidad N-1.

Alcances





Como resultado se considera la ampliación de la futura subestación

Carapongo con los siguientes alcances:

1) Derivación de la LT en 500 kV Chilca – Carabayllo 2 km.

2) Implementación de un segundo autotransformador 500/220 kV – 750

MVA .

2) Ampliación de la subestación Carapongo 500/220 kV en 500 kV





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 31: Diagrama Unifilar de Ampliación de subestación Carapongo 500/220 kV – 2da Etapa



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


Derivación de la Línea de Transmisión 500 kV Chilca – Carabayllo

La línea derivación de la línea transmisión en 500 kV deberá contar con las

siguientes características:


Tensión nominal

(kV)

500

Máxima tensión de

operación (kV)

550


Nº de circuitos 1

Capacidad de

Transmisión de

diseño (MVA)

1400 (como mínimo)

Conductor (*)

- Nº de

conductores por

fase

- Tipo y calibre


Aislamiento (*)

- Características

- Longitud de

línea de fuga

específica

- Tipo y material

de aisladores



aplicables



media


Estructuras

- Material

- Tipos

Reticuladas de acero galvanizado, autosoportadas ó tipo

Cross Rope.


Cable de Guarda

- Nº de cables

- Tipos

2

EHS y OPGW



08/04/2012

Versión Preliminar



COES




Tasa de fallas por

descarga

atmosférica en Nº

de Fallas /100 km /

año


Total 1.0

Ampliación de S.E. Carapongo 500/220 kV

Comprende la ampliación de la S.E. Carapongo 500/220 kV, de configuración

doble barra en 220 kV, y comprenderá el siguiente equipamiento:

d) Equipos de compensación y transformación

- 01 Autotransformador 500/220 kV de 600 MVA (1er

Autotransformador)

e) Celdas:

- 02 celdas de línea en 500 kV provenientes de Chilca y Carabayllo

(1 diámetro completo – configuración interruptor y medio)

- 01 celda 500 kV de Autotransformador 500/220 kV (2/3 del

diámetro – configuración interruptor y medio)

- 01 celda 220 kV de Autotransformador 500/220 kV

f) Sistemas complementarios: Protección, control, medición,




considerados en el anteproyecto del Plan Vinculante “Primera Etapa de la

subestación Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas

aledañas” a implementarse.

4.12.5 Presupuesto


Proyecto.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 12: Resumen de Presupuesto Estimado Ampliación de Subestación Carapongo 220/500 kV – 2da Etapa



08/04/2012

Versión Preliminar



COES













Barra 500 kV Carapongo : aprox. a 15 kA

Barra 220 kV Carapongo : aprox. a 40 kA




Subestaciones Montalvo:


Nivel 220 kV : 63 kA (valor requerido)



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 32: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación de la SE Carapongo 500/220 kV – 2da Etapa



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

4.13 REPOTENCIACIÓN A 75 MVA (50%) DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

AGUAYTÍA – PUCALLPA EN 138 kV

4.13.1 Diagnóstico

En el Área Ancash-Huánuco-Ucayali comprendida por los departamentos de los

mismos nombres, se identificó que por congestión se requiere incrementar la

capacidad del enlace existente 220 kV Tingo María – Vizcarra – Conococha de su

actual valor de 190 a 250 MVA. Asimismo, se requiere repotenciar el enlace 138

kV Aguaytía – Pucallpa de 50 a 75 MVA.





confiabilidad N-1.

Descripción del Reforzamiento

El reforzar o repotenciar una línea de transmisión en 50% 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).

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.

2) Retensado del conductor, para disminuir la flecha.

3) Cambio de cadena de aisladores por aisladores del tipo line post, para

elevar el conductor e incrementar la distancia al suelo.

4) 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).



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

5) Cambio de conductores por otros que presenten menores flechas, como el

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 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.

Las acciones y obras necesarias para la repotenciación deberán ser definidas de

manera tal que, durante los trabajos de repotenciación no se produzcan

restricciones de suministro. Es decir, se podrán recurrir a trabajos de remoción de

terreno y en el caso que se requiera efectuar el reemplazo de algunos

componentes de la línea, éstas actividades deberían realizarse en los periodos de

mantenimiento.





08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 33: Diagrama Unifilar de la línea a reforzar



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


A continuación se indican las principales características técnicas de la línea de

transmisión a repotenciar:

Empresa Propietaria : ELECTRO UCAYALI

Nivel de Tensión : 138 kV

Código de la línea : L-1125

Año de puesta en servicio : 2002

Longitud de la Línea : 131 km

Número de ternas : una (01)

Disposición de conductores : triangular.

Conductor de fase : AAAC de 300 mm² de sección.

Estructuras soporte : torres de celosía de acero

galvanizado

Cable de guarda : EHS de 50 mm²

Capacidad actual : 50 MVA.

Porcentaje a repotenciar : 50%

Capacidad futura : 75 MVA.

4.13.5 Ruta de Línea

La información respecto a la ruta de línea no aplica para el caso de refuerzo de

línea.

4.13.6 Presupuesto

Para estimar el costo correspondiente a la repotenciación de líneas 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 13. Del cual se observa que los costos no dependen de la longitud de la línea, y

se presume que tampoco del nivel de tensión, el costo dependerá principalmente

de los criterios asumidos durante el diseño y construcción de la línea; por lo tanto,

el costo de la repotenciación deberá ser obtenido posteriormente a través de un

estudio y trabajos de campo, similar al realizado para cada línea de transmisión.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

De los datos consignados en el cuadro a través de una interpolación lineal se

obtuvo un costo promedio de repotenciación para un incremento de capacidad en

50% de USD $ 795 000

En el cuadro Nº 14 se adjunta el resumen de presupuesto del reforzamiento de la

línea de transmisión 138 kV Aguaytía – Pucallpa consignado en el Plan Robusto

(año horizonte 2022) del PT.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Cuadro Nº 13: Presupuesto según Estudio

“Reforzamiento de Líneas de Transmisión 220 kV de ISA-REP”

Fuente : Estudio realizado por consultora CESEL a nivel de Anteproyecto, por encargo del MEM a ISA-REP

Cuadro Nº 14: Resumen de Presupuesto – Reforzamiento de Línea

Nota: 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.

Por esta razón se emplearon como referencia los costos obtenidos de los

proyectos de ISA-REP. Se ha tomado estos valores de costos como una muestra

representativa de líneas. Siendo por tanto este presupuesto referencial.

1 Mantaro - Pomacocha L -2201 192,81

2 Mantaro - Pomacocha L -2202 192,81

3 Pomacocha - San Juan L-2205 113,62

4 Pomacocha - San Juan L-2206 113,62

5 Mantaro - Huancavelica L-2203 66,47

6 Mantaro - Huancavelica L-2204 66,47

7 Huancavelica - Independencia L-2203 181,32

8 Huancavelica - Independencia L-2231 181,32

9 Mantaro - Pachachaca L-2218 195,14

10 Mantaro - Pachachaca L-2219 195,14

11 Pachachaca - Callahuanca L-2222 72,72

12 Pachachaca - Callahuanca L-2223 72,72

13 Pachachaca - Pomacocha L-2226 13,46

14 Mantaro - Huayucachi L-2220 76,75

15 Huayucachi - Zapallal L-2221 244,09

730.974 742.082 754.233

ITEM LINEAPresupuesto (US$)

Longitud (km)Presupuesto (US$) Presupuesto (US$)

180 MVA 190 MVA 200 MVA

603.994 615.724

299.049 307.480 316.492

594.957

478.778 494.331 510.779

293.469 298.242289.847

221.890 222.553 223.220

333.234 342.750 352.268

419.949 423.843

1.048.564 1.052.625 1.067.908

416.057

323.068 324.916 333.693

161.775 190.645145.755

515.534 521.637 529.839

167.833 169.561 171.288

903.036 949.796

3.879.538 4.063.353 4.206.475

TOTAL ( US$ )

Porcentual ( % )

10.309.854 10.623.511 10.944.445

100% 103% 106%

864.776



08/04/2012

Versión Preliminar



COES


La lista de proyectos incluidos en el Plan Robusto (año horizonte 2022) 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 34 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.



08/04/2012

Versión Preliminar



COES

Fig. Nº 34: Cronograma estimado de Puesta en Operación Comercial Repotenciación a 75 MVA (50%) de la línea de transmisión

Aguaytía – Pucallpa en 138 kV

volumen iii - coes

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