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ESTUDIO DEFINITIVO DEL PROYECTO DE ELECTRIFICACION DE 44 SECTORES DEL SISTEMA ELECTRICO TARAPOTO, PROVINCIA DE SAN MARTIN – ELECTRO ORIENTE S.A. INFORME FINAL

INFORME FINAL

“ELECTRIFICACION DE 44 SECTORES DEL SISTEMA ELECTRICO TARAPOTO, PROVINCIA DE SAN MARTIN – ELECTRO ORIENTE S.A.”

PARTE I: REDES PRIMARIAS

CONTENIDO

11.. AASSPPEECCTTOOSS GGEENNEERRAALLEESS

11..11.. AANNTTEECCEEDDEENNTTEESS

11..22.. OOBBJJEETTIIVVOO DDEELL EESSTTUUDDIIOO

11..33.. FFUUEENNTTEESS DDEE IINNFFOORRMMAACCIIÓÓNN

11..44.. EESSTTUUDDIIOOSS DDEE PPRREEIINNVVEERRSSIIOONN

11..55.. UUBBIICCAACCIIÓÓNN GGEEOOGGRRÁÁFFIICCAA

11..66.. CCOONNDDIICCIIOONNEESS CCLLIIMMAATTOOLLÓÓGGIICCAASS

11..77.. VVIIAASS DDEE AACCCCEESSOO

11..88.. VVIIAASS DDEE CCOOMMUUNNIICCAACCIIÓÓNN

11..99.. AACCTTIIVVIIDDAADDEESS EECCOONNÓÓMMIICCAASS

22.. AALLCCAANNCCEESS DDEELL EESSTTUUDDIIOO

2.1. DE LAS REDES PRIMARIAS

33.. EESSTTUUDDIIOO DDEELL MMEERRCCAADDOO EELLEECCTTRRIICCOO

3.1- PROYECCION DE POBLACION Y VIVIENDA 3.2.- PROYECCION DEL CONSUMO DE ENERGIA 3.3.- PROYECCION DE MAXIMA DEMANDA 3.4.- BALANCE DE OFERTA – DEMANDA

44.. DDEESSCCRRIIPPCCIIÓÓNN DDEELL PPRROOYYEECCTTOO

44..11.. NNOORRMMAASS AAPPLLIICCAABBLLEESS

44..22.. DDEE LLAASS RRUUTTAASS DDEE LLAA RREEDD PPRRIIMMAARRIIAA

44..33.. CCAARRAACCTTEERRIISSTTIICCAASS EELLEECCTTRRIICCAASS DDEELL SSIISSTTEEMMAA Niveles de Tensión Nivel de Aislamiento de las Redes Primarias Nivel de Aislamiento de Subestaciones de Distribución

44..44.. CCAARRAACCTTEERRIISSTTIICCAASS DDEELL EEQQUUIIPPAAMMIIEENNTTOO Redes Primarias

44..55.. CCRRIITTEERRIIOOSS DDEE DDIISSEEÑÑOO EELLEECCTTRRIICCOO 4.5.1 Cálculo de Caída de Tensión y Configuración del Sistema Eléctrico


44..66.. CCRRIITTEERRIIOOSS DDEE DDIISSEEÑÑOO MMEECCÁÁNNIICCOO Cálculo Mecánico de Conductores Diseño Mecánico de las Estructuras Tipos de Estructuras

4.7. CONFORMIDAD DEL PUNTO DE ALIMENTACIÓN DEL CONCESIONARIO 4.9. DIAGRAMA UNIFILAR

55.. VVAALLOORR RREEFFEERREENNCCIIAALL YY PPLLAAZZOO DDEE EEJJEECCUUCCIIOONN


ESTUDIO DEFINITIVO DEL PROYECTO

“ELECTRIFICACION DE 44 SECTORES DEL SISTEMA ELECTRICO TARAPOTO, PROVINCIA DE SAN MARTIN – ELECTRO ORIENTE S.A.”

PARTE I: REDES PRIMARIAS

CAPITULO I

MEMORIA DESCRIPTIVA

1. ASPECTOS GENERALES

1.1. ANTECEDENTES

El Gobierno Central, el Ministerio de Energía y Minas y las empresas Concesionarias de Electricidad del país, desde hace algunos años tienen trazado el objetivo de incrementar el Coeficiente de Electrificación al 100%, en el área de concesión de las empresas eléctricas del Estado.

La Dirección Ejecutiva de FONAFE, entidad encargada de las gestiones ante el Ministerio de Energía y Minas para el financiamiento del presente proyecto con recursos del Decreto de Urgencia 116-2009, ha solicitado a las empresas concesionarias y dentro de ellas a Electro Oriente S.A., realizar las acciones pertinentes que permitan contar con la obtención de la viabilidad de los proyectos requeridos en el Sistema Nacional de Inversión Pública – SNIP, para obtener el financiamiento necesario de ejecución, en el marco del Decreto Legislativo Nº 1001 y su reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 029-2008-EM, que regula la inversión en Sistemas Eléctricos dentro de las zonas de concesión de las empresas de distribución eléctrica del Estado.

Según Convenio Nº 10-09-MEM, el Ministerio de Energía y Minas y Electro Oriente S.A., en mérito al D.L. Nº 1001, establece la electrificación de Sectores que se encuentran dentro de la concesión de Electro Oriente S.A. En el marco de este Decreto se elabora el perfil del Proyecto a nivel de pre inversión "ELECTRIFICACION DE 44 SECTORES DEL SISTEMA ELECTRICO DE TARAPOTO, PROVINCIA DE SAN MARTIN- ELECTRO ORIENTE S.A.", según lineamientos del Sistema Nacional de Inversión Pública, lográndose la respectiva Declaratoria de Viabilidad y se asigna el código SNIP N° 164190.

Después de esto, Electro Oriente S.A, mediante concurso de Adjudicación Directa Pública Nº 033-2011-EO-SM, selecciona la contratación de una empresa consultora para la Elaboración de los Estudios Definitivos del Proyecto de Electrificación de 44 Sectores del Sistema Eléctrico Tarapoto, provincia de San Martin, en conformidad con la normatividad técnica vigente, de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (DGER/MEM) para proyectos de electrificación dentro de las áreas de concesión; otorgándose la buena pro a la empresa consultora Luz América Ingenieros S.R.L.; y, con fecha 23.02.12, se firma el contrato GS – 028 - 2012 con Electro Oriente S.A.

1.2. OBJETIVO DEL ESTUDIO

El objetivo del proyecto es dotar de suministro eléctrico a 40 sectores ubicadas en los distritos de Morales, Banda Shilcayo, Tarapoto, Juan Guerra, Chazuta y Sauce de la provincia y departamento de San Martin.


El objetivo central es que los pobladores de los Sectores del proyecto cuenten con el servicio de energía eléctrica en forma continua y confiable, ofreciendo así nuevas oportunidades de desarrollo a la zona del Proyecto.

1.3. FUENTES DE INFORMACIÓN

Para el desarrollo del Estudio se han efectuado coordinaciones con las siguientes instituciones y autoridades:

Electro Oriente S.A.: Es la Entidad encargada de la supervisión de los estudios definitivos y administración de contratos. Con quienes se coordinaron aspectos técnicos y se obtuvo información de consumo de energía, máxima demanda de potencia y diagramas unifilares de las localidades con Servicio Eléctrico

Dirección Regional de Energía y Minas: Entidad que aprueba la Declaración de Impacto ambiental

Ministerio de Transportes y comunicaciones: Entidad del estado de la cual se obtuvieron los planos donde se consigna los derechos de vías de las carreteras principales y secundarias.

SENAMHI: Se consiguió información registrada por el SENAMHI que corresponde a las estaciones meteorológicas más cercanas a la zona del Proyecto.

Instituto Nacional de Estadística e Informática – INEI: Se obtuvo información del censo de 1981, 1993 y 2007 del departamento de San Martin.

Concejos Provinciales y Distritales: Autoridades locales con quienes se coordina la información referente a planos catastrales, cortes de vías y visado de planos emitidos por estas entidades.

Dirección Regional de Cultura: Es la Entidad con la cual se coordina y obtiene el Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA)

INGEMMET: Se obtuvo información geológica, editada por el Instituto Geológico Minero y Metalúrgico, que comprende la zona del Proyecto.

Instituto Geográfico Nacional-IGN: Se recabaron las cartas geográficas a escala 1/100 000 en la cual se ubica el área del Proyecto.

Instituto Nacional de Recursos Naturales- ex INRENA: Se tuvo en cuenta las zonas naturales protegidas por el Estado, por lo que se obtuvo información del ex INRENA referida a Áreas Naturales Protegidas cercanas al Proyecto.

Datos Estadísticos de Encuestas realizadas directamente en cada Sector del Proyecto.

1.4. ESTUDIOS DE PREINVERSION

El proyecto "ELECTRIFICACION DE 44 SECTORES DEL SISTEMA ELECTRICO DE TARAPOTO, PROVINCIA DE SAN MARTIN- ELECTRO ORIENTE S.A.", plantea la solución del problema que es el “Escaso Acceso al Servicio de Electricidad en los 44 Sectores del Sistema Eléctrico de Tarapoto, Provincia de San Martín.


Mediante la ejecución del proyecto se logrará la incorporación de nuevos usuarios y su correspondiente mejoramiento de la calidad de vida de la población beneficiaria.

Se podrá reducir los gastos de la población en el uso de fuentes alternativas de energía, así como también que estas personas tengan acceso a la televisión, radio y puedan efectuar la refrigeración de sus productos.

El Costo del Proyecto a precios privados, consideran los precios de mercado, cuyo monto total asciende a la suma S/. 2 703 250.92 (Dos millones setecientos tres mil doscientos cincuenta y 92/100 nuevos soles).

La alternativa evaluada, cuenta con los siguientes indicadores de rentabilidad:

Privados SocialesTasa de Descuento % 12.00% 11.00%VAN S/. (2,357.00) 478.37 TIR (%) N.A. 13.91%

INDICADORES Indicadores

(Ver Formato SNIP Nº 07 de la evaluación financiera)

El proyecto es técnicamente factible de ejecutar, contándose con experiencias positivas en la ejecución de proyectos relacionados al sector eléctrico.

El proyecto es sostenible en el tiempo como se manifiesta en el análisis de sostenibilidad desde el punto de vista social.

De la evaluación económica realizada se concluye que la alternativa única propuesta, es viable, por ser rentable socialmente y sostenible, a la vez tiene indicadores económicos, sociales y ambientales positivos; además se cuenta con el marco legal y el compromiso asumido por Electro Oriente S.A. para administrar el servicio.

- Se recomienda la aprobación y declaratoria de viabilidad del presente proyecto para proseguir con la siguiente etapa de ejecución.

1.5. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El proyecto se desarrolla en los distritos de la Banda de Shilcayo, Juan Guerra, Tarapoto, Morales, Chazuta y Sauce, de la Provincia y Departamento de San Martin, entre las coordenadas UTM-WGS84: 18M 350506 9286874; 18M 362346 9276036; 18M 369300 9259312; 18M 362627 9259200; 18M 347705 9272932; 18M 342129 9285975; encontrándose dentro de los cuadrángulos: 13-K Tarapoto, 13-L Papa Playa, 14-k Utcurarca, 14-L Yanayaco


Los 44 sectores que comprende el proyecto, están georeferenciados en coordenadas UTM, sistema WGS 84, en el cuadro Nº 01

CUADRO N° 01

UBICACIÓN DE LOS SECTORES BENEFICIADOS

N° SETOR BENEFICIADO DISTRITO COORDENADAS UTMWGS84

ESTE NORTE ALTURA (m.s.n.m)

1 SECTOR VISTA HERMOZA LA BANDA DE SHILCAYO 351720 9281870 304 2 SECTOR SANANGUILLO LA BANDA DE SHILCAYO 352867 9282069 450 3 AA.VV LA FLORIDA. LA BANDA DE SHILCAYO 351029 9281395 325 4 SECTOR LA MOLINA LA BANDA DE SHIICAYO 351662 9282525 353 5 SECTOR CHOCLINO ALTO MARONILLA LA BANDA DE SHILCAYO 351683 9282941 497 6 JR. LOS OLIVOS CDRAS 01 – 03 (C.P BELLO HORIZONTE) LA BANDA DE SHILCAYO 356204 9278792 340 7 JR. LAS PALMERAS CDRA. 01 LA BANDA DE SHILCAYO 351295 9278327 202 8 SECTOR LAS ROCAS LA BANDA DE SHILCAYO 351142 9277908 254 9 SECTOR CAMPO SANTO JUAN GUERRA 353173 9272182 213

10 SECTOR LOS VENCEDORES JUAN GUERRA 352864 9271653 211 11 SECTOR PUERTO TINGANA JUAN GUERRA 352990 9271328 207 12 SECTOR ENRIQUE CASARETO JUAN GUERRA 352647 9272521 213 13 SECTOR JUAN LAZO JUAN GUERRA 355140 9269652 213 14 BARRIO LAS LOMAS (SAN MARTIN DE CUMBAZA) TARAPOTO 349710 9276294 251 15 JR. NAPOLEON CHU RIOS TARAPOTO 349840 9280404 439 16 PASAJE LOS RUISEÑÓRES (ESPALDA DE PENAL) TARAPOTO 349639 9284130 437 17 URB. LOS INDANOS (ESPALDA DEL PEAMHC) TARAPOTO 349400 9284570 435 18 JR. MIRAFLORES CDRA. 08 BARRIO HUAYCO TARAPOTO 348654 9281011 338 19 PASAJE CUZCO TARAPOTO 348436 9281632 322 20 JR. ELIAS AGUIRRE TARAPOTO 347799 9281841 334 21 JR. AMERICA CDRA. 02 SECTOR ATUMPAMPA. TARAPOTO 347199 9282081 334

22 JR. PARAISO DEL AA.HH EL PACIFICO SECTOR YUMBITES (ATUMPAMPA) TARAPOTO 347482 9281267 333

23 PSJE JUANA DAVILA Y FILOMENA FALCON MORALES 347656 9283451 297 24 SECTOR ORIENTAL CDRA. 05 MORALES 347269 9283003 298 25 SECTOR PUENTE ATUMPAMPA MORALES 346545 9282584 297 26 SECTOR CODO MORALES 345617 9282997 275 27 SECTOR ACHUAL MORALES 346033 9284040 270 28 SECTOR LAS SOMBRILLAS MORALES 346238 9284382 152 29 SECTOR MARGEN IZQDO. RIO CUMBAZA - BOCATOMA MORALES 346966 9284383 336 30 PASAJE LAS ALMENDRAS Y PASAJE SANTA LUCIA MORALES 345791 9284427 208

31 SECTOR EL MOLINO, SECTOR URB. CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO MORALES 345599 9284843 301

32 SECTOR LOS VIRREYES MORALES 345581 9285219 311 33 SECTOR LOS TULIPANES MORALES 345636 9285484 338 34 SECTOR RURAL JAMPINA (URB. MARILAN) MORALES 345095 9285730 333 35 BARRIO PASIQUIHUI CHAZUTA 375159 9273486 195 36 BARRIO VISTA ALEGRE CHAZUTA 374915 9273373 202 37 BARRIO SAN JUAN CHAZUTA 374087 9272891 193 38 BARRIO BOLOGNESI CHAZUTA 374250 9273103 187 39 BARRIO LAS BRISAS CHAZUTA 374319 9273478 188 40 SECTOR SAUCE SAUCE 365591 9260747 632 41 SECTOR SAN JUAN DE CUMBAZA (*) TARAPOTO 348253 9277051 257 42 SECTOR CHONTAMUYO (**) LA BANDA DE SHILCAYO 349225 9279927 307 43 PASAJE 24 DE FEBRERO (ESPALDA DEL PEAMHC) (*) TARAPOTO 349132 9284287 437 44 SECTOR AV. VIA DE EVITAMIENTO (*) TARAPOTO 350341 9280279 265


PLANO DE UBICACIÓN DE LOS SECTORES BENEFICIADOS

A.-


B.-


1.6. CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS

Las características climatológicas de las zonas del proyecto registradas por el SENAMHI en el mes de febrero del presente año, son las siguientes:

Cuadro Nº 02

Condiciones Climatológicas

Zona Tarapoto El Porvenir Chazuta Temperatura máxima media ( ºC ) 33.3 32.1 Temperatura mínima media ( ºC ) 21.6 21.0 Temperatura media ( ºC ) 25.9 25.9 Precipitación total mensual 125.1 95.1 179.3 Humedad relativa promedio 77 75

La información registrada por el SENAMHI corresponde a las estaciones mostradas en la parte inferior:

Cuadro Nº 03

Estaciones Meteorológicas

1.7. VIAS DE ACCESO

Vía Terrestre: Se cuenta con tres accesos principales:

Desde Lima a Tarapoto, después de recorrer 886 Km. de la carretera Panamericana Norte hasta Olmos, continúa 604 Km. rumbo al nororiente peruano, este último tramo se hace por la carretera Mesones Muro, la cual, luego de atravesar el cuello o “abra” de Porculla, que es el más bajo de la cordillera de los Andes en el Perú con 2400 msnm, avanza por Pucará llegando a Chamaya. Aquí se ingresa a la carretera marginal Central de la selva, cruzando el puente Corral Quemado sobre el río Marañón, las localidades de Bagua Grande, Pedro Ruíz y Pomacochas, con su hermosa laguna de 12 Km. de largo; atraviesa el “Abra” Pardo Miguel y permite pasar por: Venceremos, Aguas Claras, Naranjillo, las comunidades Nativas de aguarunas, así como Nueva Cajamarca, Rioja, Moyobamba y Tarapoto.

Se inicia en la ciudad de Lima, a través de 530 Km. que conduce a las heladas alturas de Ticlio, las frías pampas de Junín y la histórica ciudad de Huánuco, llegando por último a la ciudad subtropical de Tingo María, de aquí sigue un recorrido de 478 Km. por la carretera Fernando Belaunde, pasando por los pueblos y lugares: Aucayacu, Tocache, Juanjuí, Bellavista, Picota y Tarapoto. En conclusión, por esta ruta hay 1008 Km. de Lima a Tarapoto.

Nº Estación/Servicio Dpto Provincia Distrito Longitud Latitud Altura(msnm) 1 Tarapoto / N° 069-DR-9/2012 San Martín San Martín Tarapoto 76° 22' 06° 28' 356 m.s.n.m. 2 El Porvenir / N° 069-DR-9/2012 San Martín San Martín Juan Guerra 76° 19' 06° 35' 230 m.s.n.m. 3 Chazuta / N° 069-DR-9/2012 San Martín San Martín Chazuta 76° 11' 06° 35' 200 m.s.n.m.


Lima-Pacasmayo – Cajamarca – Balsas – Leimebamba - desvío a Chachapoyas-Pedro Ruiz….1547 Km por las carreteras Panamericana Norte, Fernando Belaunde Terry o Marginal de la Selva (28 horas)

Vía Aérea: Actualmente Tarapoto cuenta con un aeropuerto Internacional: “Cadete FAP Guillermo del Castillo Paredes”. Estos vuelos son realizados por las empresas Lan Perú, Star Perú y Taca Perú.

1.8. VIAS DE COMUNICACIÓN

En el departamento de San Martin provincia de Tarapoto, tiene como medios de comunicación a los servicios de Telefónica del Perú S.A, Americam Móvil Perú S.A.C., principalmente en el distrito de la zona del Proyecto y teléfono rural en algunos centros poblados:

Con respecto a medios de comunicación masiva, consideramos las radio emisoras, la televisión y prensa escrita; existen emisoras locales cuyo alcance de frecuencia es nítida y llegan a todos los anexos; entre ellos tenemos: Locales: Radio Tropical entre las emisoras de cobertura nacional, se sintonizan Radio Unión, Radio Programas del Perú, Radio América, Radio Panamericana, Radio Mar, Radio Nacional, etc.

1.9. ACTIVIDADES ECONÓMICAS

La estructura económica de la provincia nos muestra que son las actividades agropecuarias, agroindustrial, comercial y turística las dinamizadoras de su economía.

Sector Agricultura y Ganadería. En el ámbito del proyecto, se destacan dos tipos de actividades. La primera actividad es la agricultura que demanda mayores recursos humanos. La segunda actividad en importancia es la ganadería de tipo vacuno y porcina, la cual se ve favorecida por las condiciones climatológicas de la zona. Son veinte los principales cultivos agrícolas de importancia económica de la provincia de San Martín, de las cuales 9 de los cultivos son de importancia económica por la superficie cosechada y volúmenes de producción, siendo el cultivo de arroz que lidera la lista de los productos agrícolas, seguida del cacao, plátano, maíz, café, caña de azúcar, cacao, yuca, frijol grano seco, frijol castilla.

Sector Industrial y Comercial Son diversas las líneas industriales o manufactureras que se desarrollan en la provincia de San Martín por micro, pequeños y medianos empresarios. La línea de industria comprende entre los más relevantes los rubros de carpintería, aserradero, metal mecánica, ladrillerías, industria del vestido, fabricación de postes, industria del tabaco, fabricación de artesanías. El rubro más dinámico son las carpinterías y la industria de las confecciones de vestidos. La línea de agroindustria comprende a los rubros de panaderías, vitivinicultura (vinos y licores macerados y cocteles), mataderos, industria láctea, chocolaterías, molinerías, plantas de tratamiento y envasado de agua. El rubro más dinámico son las panaderías con un 41% de la línea de agroindustria, seguida de las vitivinicultura (16%). El 54% de las líneas industriales están comprendidas en la línea industrial, el 23% en la línea agroindustrial y el 23% en otras líneas.


La actividad comercial se desarrolla a gran escala en la ciudad de Tarapoto y en sectores periféricos donde se desarrolla el proyecto existen establecimientos pequeños que se dedican a la comercialización de productos de primera necesidad, encontrándose cerca de Tarapoto. Las compras al por mayor la realizan en estos centros comerciales a gran escala

Servicios a la Población Sobre las características de la Educación señalaremos que de un total de 218 Instituciones Educativas de la Provincia de San Martín con Educación Básica Regular el 24% se encuentra ubicado en el Distrito de Tarapoto, el 13% en Chazuta, 11% en Banda de Shilcayo. Cabe resaltar que las Instituciones Educativas Superiores No Universitarias se encuentran centralizadas en el distrito de Tarapoto y Banda Shilcayo. Los servicios de salud en la zona más cercana al proyecto, se encuentran relativamente descentralizados. En el conglomerado de La Banda, Tarapoto y Morales, existen establecimientos de mayor capacidad resolutiva que pueden resolver diversas necesidades de salud, ya sea en hospitales, clínicas privadas, entre otros. En el resto de de centros poblados sólo existe infraestructura de salud ofertada por el Estado y con bajos niveles resolutivos.

2. ALCANCES DEL ESTUDIO

2.1. DE LAS REDES PRIMARIAS

El proyecto considera la implementación de Red Primaria de 6 sectores que se muestran en el cuadro Nº 05-A

Cuadro Nº 04 Beneficios en el área del proyecto

N° SETOR BENEFICIADO DISTRITO BENEFICIOS LP RP RS

1 SECTOR VISTA HERMOZA LA BANDA DE SHILCAYO - - SI 2 SECTOR SANANGUILLO LA BANDA DE SHILCAYO - - SI 3 AA.VV LA FLORIDA. LA BANDA DE SHILCAYO - SI SI 4 SECTOR LA MOLINA LA BANDA DE SHIICAYO - SI SI 5 SECTOR CHOCLINO ALTO MARONILLA LA BANDA DE SHILCAYO - SI SI

6 JR. LOS OLIVOS CDRAS 01 – 03 (C.P BELLO HORIZONTE) LA BANDA DE SHILCAYO

- - SI

7 JR. LAS PALMERAS CDRA. 01 LA BANDA DE SHILCAYO - - SI 8 SECTOR LAS ROCAS LA BANDA DE SHILCAYO - - SI 9 SECTOR CAMPO SANTO JUAN GUERRA - - SI 10 SECTOR LOS VENCEDORES JUAN GUERRA - - SI

11 SECTOR PUERTO TINGANA JUAN GUERRA - - SI

12 SECTOR ENRIQUE CASARETO JUAN GUERRA - - SI

13 SECTOR JUAN LAZO JUAN GUERRA - SI SI

14 BARRIO LAS LOMAS (SAN MARTIN DE CUMBAZA) TARAPOTO - - SI 15 JR. NAPOLEON CHU RIOS TARAPOTO - - SI 16 PASAJE LOS RUISEÑÓRES (ESPALDA DE PENAL) TARAPOTO - - SI 17 URB. LOS INDANOS (ESPALDA DEL PEAMHC) TARAPOTO - - SI 18 JR. MIRAFLORES CDRA. 08 BARRIO HUAYCO TARAPOTO - - SI

19 PASAJE CUZCO TARAPOTO - - SI

20 JR. ELIAS AGUIRRE TARAPOTO - - SI

21 JR. AMERICA CDRA. 02 SECTOR ATUMPAMPA. TARAPOTO - - SI


Ítem Sector / Descripción Distrito Provincia Dpto. Longitud (km)

1“A.VV LA FLORIDA” / RP 10 KV, 3Ø – 3X35 mm2 AAAC

La Banda De Shilcay o

San Martin San Martin 0.275

2“SECTOR LA MOLINA” / RP 10 KV, 3Ø – 3X35 mm2AAAC

La Banda De Shilcay o

San Martin San Martin 0.251

3MARONILLA”/ RP 22.9 KV, 3Ø – 3X35

mm2 AAACLa Banda De

Shilcay oSan Martin San Martin 0.859

4MARILAN)” / RP 22.9 KV, 3Ø – 3X35

mm2AAAC MoralesSan Martin San Martin 0.428

5CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO”/

RP 22.9 KV, 3Ø – 3X35 mm2 AAAC MoralesSan Martin San Martin 0.185

6SECTOR JUAN LAZO, 2 Ø, 2X35 mm” AAAC Juan Guerra

San Martín San Martín 0.194

2.192Total de Red Primaria

22 JR. PARAISO DEL AA.HH EL PACIFICO SECTOR YUMBITES (ATUMPAMPA) TARAPOTO

- - SI

23 PSJE JUANA DAVILA Y FILOMENA FALCON MORALES - - SI

24 SECTOR ORIENTAL CDRA. 05 MORALES - - SI

25 SECTOR PUENTE ATUMPAMPA MORALES - - SI

26 SECTOR CODO MORALES - - SI 27 SECTOR ACHUAL MORALES - - SI 28 SECTOR LAS SOMBRILLAS MORALES - - SI

29 SECTOR MARGEN IZQDO. RIO CUMBAZA - BOCATOMA MORALES

- - SI

30 PASAJE LAS ALMENDRAS Y PASAJE SANTA LUCIA MORALES - - SI

31 SECTOR EL MOLINO, SECTOR URB. CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO MORALES

- SI

SI

32 SECTOR LOS VIRREYES MORALES - - SI 33 SECTOR LOS TULIPANES MORALES - - SI 34 SECTOR RURAL JAMPINA MORALES - SI SI 35 BARRIO PASIQUIHUI CHAZUTA - - SI 36 BARRIO VISTA ALEGRE CHAZUTA - - SI

37 BARRIO SAN JUAN CHAZUTA - - SI

38 BARRIO BOLOGNESI CHAZUTA - - SI

39 BARRIO LAS BRISAS CHAZUTA - - SI

40 SECTOR SAUCE SAUCE - - SI

41 SECTOR SAN JUAN DE CUMBAZA (*) TARAPOTO 42 SECTOR CHONTAMUYO (**) LA BANDA DE SHILCAYO 43 PASAJE 24 DE FEBRERO (ESPALDA DEL PEAMHC) (*) TARAPOTO 44 SECTOR AV. VIA DE EVITAMIENTO (*) TARAPOTO

NOTA:

(*) Los sectores 41, 43 y 44 (sombreados) en la actualidad se encuentran electrificados, pues fueron beneficiados con la ejecución de proyectos recientes, a través del gobierno local y/o gobierno regional. (**) En el caso del sector Chontamuyo (Sector 42), según la información de su ubicación en el perfil, se pudo constatar en campo, que no hay presencia tangible de vivienda alguna, está descampado. La zona tal vez, era otra, no considerada por el perfil.

CUADRO N° 05-A

SECTORES BENEFICIADOS CON RED PRIMARIA


3. ESTUDIO DEL MERCADO ELECTRICO

Generalidades

El estudio del mercado eléctrico tiene por objetivo cuantificar la demanda de potencia y energía eléctrica de las localidades en el área del proyecto, para el dimensionamiento de las líneas y redes, para un horizonte de 20 años. Luego se evalúa la oferta disponible y el balance oferta-demanda.

Encuestas de Mercado Eléctrico

Las encuestas realizadas tienen como finalidad obtener información social y económica de las localidades para ser utilizadas en los estudios de mercado eléctrico del proyecto. Entre los principales datos a recopilar tenemos categoría de la localidad, número de viviendas, población, actividades económicas, principales cultivos y servicios con los que cuentan.

Tipos de Localidades

Se ha seleccionado tres tipos de localidades, las cuales reflejan el nivel de desarrollo de cada comunidad, así como la perspectiva a partir de la llegada del servicio eléctrico.

Se han definido los siguientes tipos de localidades:

Localidad Tipo I: La cual refleja una localidad Concentrada, con alto nivel de desarrollo, gran cantidad de habitantes, servicios básicos de agua, escuelas, colegios, centros de salud y con un acceso bueno y cercano a la capital provincial.

Localidad Tipo II: La cual refleja una localidad Semi-Dispersa, con nivel de desarrollo intermedio, con servicios en menor escala y con un acceso en regular estado.

Localidad Tipo III: La cual refleja una localidad Dispersa, con bajo nivel de desarrollo productivo, con servicios en menor escala y con localidades de acceso en lanchas.

CUADRO N°05-B CUADRO DE BENEFICIARIOS

N° SETOR BENEFICIADO DISTRITO

Nº DE BENEFICIARIOS

TIPO DE LOCALIDAD

POR SECTOR

1 SECTOR VISTA HERMOSA LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 24

2 SECTOR SANANGUILLO LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 67

3 AA.VV LA FLORIDA. LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 58

4 SECTOR LA MOLINA LA BANDA DE SHIICAYO TIPO I 69

5 SECTOR CHOCLINO ALTO MARONILLA LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 19

6 JR. LOS OLIVOS CDRAS 01 - 03 (C.P BELLO HORIZONTE) LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 11

7 JR. LAS PALMERAS CDRA. 01 LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 10


8 SECTOR LAS ROCAS LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 8

9 SECTOR CAMPO SANTO LA BANDA DE SHILCAYO TIPO I 3

10 SECTOR LOS VENCEDORES JUAN GUERRA TIPO II 12

11 SECTOR PUERTO TINGANA JUAN GUERRA TIPO II 2

12 SECTOR ENRIQUE CASARETO JUAN GUERRA TIPO II 2

13 SECTOR JUAN LAZO JUAN GUERRA TIPO II 15

14 BARRIO LAS LOMAS (SAN MARTIN DE CUMBAZA) JUAN GUERRA TIPO I 7

15 JR. NAPOLEON CHU RIOS TARAPOTO TIPO I 20

16 PASAJE LOS RUISEÑÓRES (ESPALDA DE PENAL) TARAPOTO TIPO I 3

17 URB. LOS INDANOS (ESPALDA DEL PEAMHC) TARAPOTO TIPO I 4

18 JR. MIRAFLORES CDRA. 08 BARRIO HUAYCO TARAPOTO TIPO I 4

19 PASAJE CUZCO TARAPOTO TIPO I 12

20 JR. ELIAS AGUIRRE TARAPOTO TIPO I 7

21 JR. AMERICA CDRA. 02 SECTOR ATUMPAMPA. TARAPOTO TIPO I 4

22 JR. PARAISO DEL AA.HH EL PACIFICO SECTOR YUMBITES (ATUMPAMPA) TARAPOTO TIPO I 9

23 PSJE JUANA DAVILA Y FILOMENA FALCON MORALES TIPO I 3

24 SECTRO ORIENTAL CDRA. 05 MORALES TIPO I 4

25 SECTOR PUENTE ATUMPAMPA MORALES TIPO I 8

26 SECTOR CODO MORALES TIPO I 11

27 SECTOR ACHUAL MORALES TIPO I 5

28 SECTOR LAS SOMBRILLAS MORALES TIPO I 17

29 SECTOR MARGEN IZQDO. RIO CUMBAZA - BOCATOMA MORALES TIPO I 4

30 PASAJE LAS ALMENDRAS Y PASAJE SANTA LUCIA MORALES TIPO I 13

31 SECTOR EL MOLINO, SECTOR URB. CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO MORALES TIPO I 33

32 SECTOR LOS VIRREYES MORALES TIPO I 15

33 SECTOR LOS TULIPANES MORALES TIPO I 9

34 SECTOR RURAL JAMPINA (URB. MARILAN) MORALES TIPO I 14

35 BARRIO PASIQUIHUI CHAZUTA TIPO II 16

36 BARRIO VISTA ALEGRE CHAZUTA TIPO II 48

37 BARRIO SAN JUAN CHAZUTA TIPO II 9

38 BARRIO BOLOGNESI CHAZUTA TIPO II 18

39 BARRIO LAS BRISAS CHAZUTA TIPO II 27

40 SECTOR SAUCE SAUCE TIPO II 10

TOTAL DE BENEFICIARIOS 634


3.1- PROYECCION DE POBLACION Y VIVIENDA

Para obtener la proyección de la población y del número de viviendas, se empleó la información de las diferentes localidades visitadas e incluidas en el presente planeamiento e información proporcionado por el INEI (censo de 1993), también se utilizó como punto de referencia, las proyecciones de las tasas de crecimiento poblacional para el departamento de San Martin proporcionada por INEI. Para la proyección se tomó las siguientes consideraciones:

- Se obtuvo información de la visita de campo a cada localidad con el que se determinó una tasa de crecimiento, comparándola, con la información de población del censo 1993.

- Otra información obtenida es la proporcionada por el INEI, donde hace una proyección de la tasa de crecimiento poblacional, para toda la región, dividida por provincias y distritos.

- Finalmente con la evaluación de los datos obtenidos, se optó por considerar la tasa de

crecimiento poblacional en los diferentes sectores, según al distrito que pertenecen.

- La proyección del Nº de habitantes y abonados domésticos totales se muestra en el Anexo 02.

CUADRO Nº 6

PROYECCION DE POBLACION Y VIVIENDAS

DISTRITO DE TARAPOTO

ITEM DISTRITO DATO:CENSO 1993 DATO:CENSO 2007 DATOS DEL AÑO 2010 POB. VIV. HAB/VIV POB. VIV. HAB/VIV POB. VIV. HAB/VIV

01 TARAPOTO 54581 15594 3.50 68295 17160 3.98 71655 17913 4.00 02 MORALES 14241 3955 3.60 23561 5919 3.98 26245 6561 4.00

03 BANDA SHILCAYO 13558 3955 3.43 29111 7259 4.01 34290 8466 4.05

04 CHAZUTA 8600 3955 2.17 9560 3705 2.58 9864 3288 3.00 05 JUAN GUERRA 3142 1337 2.35 3224 1207 2.67 3421 1140 3.00 06 SAUCE 4568 1643 2.78 10598 3311 3.20 12694 3173 4.00

Fuente: INEI censo Población y Vivienda 2007

Plan de Desarrollo Urbano de la Municipalidad San Martin

3.1.1. Número de abonados comerciales:

La relación entre abonados domésticos y comerciales se determina de los datos obtenidos en campo, los valores de abonados comerciales varía según la localidad y esta dado como sigue:

Nº Abon. Com. = Nº Abon. Dom.x (AC/AD) Donde:

AC/AD: Es variable y depende de la localidad de análisis. La proyección del Nº de abonados comerciales totales se muestra en el Anexo Nº 02


CUADRO Nº 7

PROYECCION DE NÚMERO DE ABONADOS COMERCIALES

DISTRITO

AÑOS

0 5 10 15 20

2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 13 17 20 27 30

2 TARAPOTO 1 1 2 2 2

3 CHAZUTA 3 3 3 3 4

4 SAUCE 2 3 4 6 8

5 LA BANDA DE SHILCAYO 5 9 9 14 15

6 JUAN GUERRA 0 0 0 0 0

TOTAL DE ABONADOS COMERCIAL 24 33 38 52 59

3.1.2. Proyección del número de abonados industriales Industrias cuya demanda es superior a la de un abonado comercial, pero que no llega a ser una carga especial: talleres de carpintería, de calzado, etc., con producción en pequeña escala. La proyección del Nº de abonados industriales totales por distrito se muestra en el Anexo Nº 02

CUADRO Nº 8

PROYECCION DE NÚMERO DE ABONADOS INDUSTRIALES

DISTRITO

AÑOS 0 5 10 15 20

2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 0 0 0 0 0


3 CHAZUTA 0 0 0 0 0

4 SAUCE 0 0 0 0 0



TOTAL DE ABONADOS INDUSTRIALES 3 4 5 7 8

3.1.3. Proyección del número de abonados de Usos Generales

Los abonados de Usos Generales los constituyen escuelas, postas médicas, iglesias, centros comunales, etc., que forman parte de ámbito comunal. La proyección del Nº de abonados de Usos Generales totales por distrito se muestra en el Anexo Nº 02


CUADRO Nº 9 PROYECCION DE NÚMERO DE ABONADOS USOS GENERALES

DISTRITO

AÑOS

0 5 10 15 20

2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 1 1 2 2 2


3 CHAZUTA 1 1 1 1 1

4 SAUCE 0 0 0 0 0



TOTAL DE ABONADOS USO GENERAL 5 6 8 10 12

3.2.- PROYECCION DEL CONSUMO DE ENERGIA

3.2.1.- Proyección de los consumos unitario y neto de energía en el sector doméstico.

Para definir el consumo del sector doméstico, se ha hecho una evaluación del consumo unitario de usuarios residenciales, en zonas similares al área de estudio, las mismas que luego con análisis de regresión histórica se ha definido la siguiente expresión matemática:

Y = A*XB;

Donde:

Y = Consumo unitario anual en KWH / abonado (CUD) X = Abonados Domésticos. A = Constante B = Constante.

Para determinar A y B, para cada localidad, se analiza, los consumos históricos de proyectos cercanos, luego se define un CUD, estimado para el año 0 y un CUD para el año 20; como el número de abonados es conocido, fácilmente se define A y B.

El consumo del sector doméstico se obtiene de multiplicar el consumo unitario de este sector, por el número de abonados proyectados para cada año, descontando los usuarios comerciales, los usuarios de pequeñas industrias y las cargas especiales. 3.2.2.- Proyección del consumo de energía por alumbrado público

Para la determinación del consumo de alumbrado público se aplicará la Norma DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales” según RD Nº 017-2003-EM, el cual rige desde el 01 de abril del 2004, donde se describe la siguiente metodología: Determinar el consumo de energía mensual por alumbrado público considerando el factor de alumbrado público y el número de usuarios de la localidad, mediante la aplicación de la siguiente fórmula:


CMAP = KALP x NU

Donde:

CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en kWh KALP : Factor de AP en kWh/usuario-mes NU : Número de Usuarios de la localidad

Para determinar el número de lámparas de alumbrado público se ha considerado lo estipulado en la R.M. N° 074-2009-MEM/DM donde se establecen los índices lámpara/usuario y los factores KALP para el cálculo del numero de lámparas que se considerara para el servicio de alumbrado público.

KALP por Sector Típico CUADRO Nº 10

CUADRO DE FACTORES KALP

En nuestro proyecto se utilizarán los valores correspondientes a los sectores típicos 2 y 4, según corresponda.

KALP= 11,00 - 7,40

Para calcular el número de puntos de iluminación se debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL) Donde:

PI : Puntos de Iluminación CMAP : Consumo mensual de alumbrado público en KW-h NHMAP : Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes) PPL : Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en Watts.

La cantidad de puntos de iluminación (PI) en el caso de ser decimal se debe redondear al entero inferior. El número de horas mensuales del servicio de alumbrado público (NHMAP) dependerá de su control de encendido y apagado:

Tipo de control NHMAP : (horas/mes) Célula fotoeléctrica : 360


3.2.3.- Consumo doméstico:

Para determinar los consumos unitarios domésticos (KWh-mes) por tipo de localidad, se promedio los consumos unitarios mensuales (KWh-mes) de los años 2008, 2009, 2010 y 2011 para las localidades tipo I, II y III los cuales fueron definidos en función a la cantidad de usuarios, la fuente de información se obtuvo de la facturación Mensual de Consumos de Energía - Área Comercial de ELOR, de las localidades que presentan un nivel de desarrollo socio-económico, que forman parte del presente proyecto En base a los resultados obtenidos se concluye que los consumos unitarios domésticos a considerar para la proyección por tipo de localidad es el promedio que se obtiene de ellos, los cuales se muestran a continuación:

CUADRO Nº 11 Consumos Unitarios por Tipo de Localidad

Tipo de Localidad

Consumo Unitario promedio kWh-mes

I 70 II 40 III 35

En el Cuadro siguiente se resume el número de abonados comerciales de cada distrito considerado en el Proyecto.

CUADRO Nº 12

CONSUMO DOMESTICO (KWh-año)

DISTRITO AÑOS

0 5 10 15 20 2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 81 188 116 741 166 124 236 652 333 251 2 TARAPOTO 41 062 47 591 58488 63 907 80 453 3 CHAZUTA 49 910 60 588 72 299 85 071 100 436 4 SAUCE 4 493 6 242 9 296 13 789 19 160 5 LA BANDA DE SHILCAYO 207 172 298 492 433 183 619 168 895 650 6 JUAN GUERRA 12 755 16 917 20 461 23 663 27 805

TOTAL PROYECCION DEL CONSUMO ENERGIA ABONADOS DOMESTICOS (KWh -

Año) 396 580 546 571 759 851 1 042 250 1 456 755

3.2.6.- Proyección del consumo de energía en el sector comercial

Se determina a partir del consumo unitario del sector doméstico (CUC/CUD), asumiendo un porcentaje adicional al consumo unitario doméstico, estas cargas comerciales están conformados básicamente por pequeñas bodegas (tiendas). La proyección del Consumo de Energía en el Sector Comercial se muestra en el Anexo Nº 02


CUADRO Nº 13 PROYECCION CONSUMO DE ENERGIA SECTOR COMERCIAL (KW-h AÑO)

DISTRITO AÑOS

0 5 10 15 20 2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 22,630.38 14,522.73 21,780.41 31,835.63 42,856.74 2 TARAPOTO 946.68 1,049.11 1,151.29 1,151.29 1,253.23 3 CHAZUTA 1,623.52 1,776.47 1,978.50 2,843.02 3,060.50 4 SAUCE 1,098.20 1,144.45 1,804.57 3,160.04 3,951.71 5 LA BANDA DE SHILCAYO 8,234.70 11,875.26 16,381.40 22,442.01 32,480.74 6 JUAN GUERRA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL (kWh - Año) 34,533.48 30,368.02 43,096.17 61,431.99 83,602.92

3.2.7.- Proyección del consumo de energía en el sector industrial Es el consumo debido a la existencia de pequeñas industrias, tales como talleres de soldadura, pequeños aserraderos, grifos rústicos, carpinterías, manufactura, artesanía, destilería, etc. Se determina a partir del consumo neto doméstico:

CI = %CI * CD

Donde %CI es el porcentaje del consumo neto industrial con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo Industrial Menor para todos los años. La proyección del Consumo de Energía en el Sector Industrial se muestra en el Anexo Nº 02. En el Cuadro siguiente se resume el número de abonados comerciales de cada distrito considerado en el Proyecto

CUADRO Nº 14

PROYECCION CONSUMO DE ENERGIA SECTOR INDUSTRIAL (KWh-AÑO)

DISTRITO AÑOS

0 5 10 15 20 2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2 TARAPOTO 946.68 1,049.11 1,151.29 1,151.29 1,253.23 3 CHAZUTA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4 SAUCE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5 LA BANDA DE SHILCAYO 4,866.67 6,993.23 10,181.40 14,540.48 21,093.76 6 JUAN GUERRA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL (kWh - Año) 5813.35 8042.34 11332.69 15691.77 22346.99


3.2.8.- Proyección del consumo de energía en el sector de Usos Generales Es el consumo debido a la existencia de cargas de uso general que están conformadas por escuelas, colegios, iglesias, locales comunales, municipalidades, postas médicas, etc Se determina a partir del consumo neto doméstico, como:

CG = %CG * CD Donde %CG es el porcentaje del consumo neto de uso general con respecto al consumo neto doméstico. Este porcentaje se utiliza para calcular el Consumo de uso general para todos los años. La proyección del Consumo de Energía de Uso General se muestra en el Anexo Nº 02.

En el Cuadro siguiente se resume el número de abonados comerciales de cada distrito considerado en el Proyecto.

CUADRO Nº 15 PROYECCION CONSUMO DE ENERGIA USOS GENERALES (KWh-AÑO)

DISTRITO AÑOS

0 5 10 15 20 2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 498 750 1,053 1,536 2,265 2 TARAPOTO 0 0 0 0 0 3 CHAZUTA 1,010 1,224 1,458 1,714 2,064 4 SAUCE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5 LA BANDA DE SHILCAYO 2,605 3,739 5,357 7,534 10,650 6 JUAN GUERRA 0 0 0 0 0

TOTAL (kWh - Año) 4113 5713 7868 10784 14979

3.3.- PROYECCION DE MAXIMA DEMANDA

La proyección de la máxima demanda (kW) y energía total (MW-h-año) se adjunta en detalle en el Anexo Nº 02. , cuyo resumen se presenta a continuación:

CUADRO Nº 16

PROYECCION DE LA MAXIMA DEMANDA (KW)

DISTRITO AÑOS

0 5 10 15 20 2012 2017 2022 2027 2032

1 MORALES 49.35 59.86 82.27 113.40 153.71

2 TARAPOTO 19.93 22.41 26.61 28.18 34.52

3 CHAZUTA 27.55 32.35 37.44 42.97 49.13

4 SAUCE 2.87 3.74 5.51 8.26 11.14

5 LA BANDA DE SHILCAYO 105.48 147.04 206.25 285.26 400.18

6 JUAN GUERRA 6.70 7.93 9.82 11.25 13.35

PROYECCION MAXIMA DEMANDA (KW) 211.88 273.33 367.9 489.32 662.03


CUADRO N° 16-A MAXIMA DEMANDA POR SECTOR EN KW EN 20 AÑOS (KW)

N° LOCALIDAD DISTRITO TIPO

MAXIMA DEMANDA (KW)

0 5 10 15 20

2012 2017 2022 2027 2032

1 SECTOR VISTA HERMOZA LA BANDA DE SHILCAYO I 10.39 14.95 21.15 29.25 41.45

2 SECTOR SANANGUILLO LA BANDA DE SHILCAYO I 30.24 42.9 60.82 85.18 120.26

3 AA.VV LA FLORIDA. LA BANDA DE SHILCAYO I 25.45 29.58 35.13 40.66 48.21

4 SECTOR LA MOLINA LA BANDA DE SHIICAYO I 27.56 34.30 43.22 53.26 66.73

5 SECTOR CHOCLINO ALTO MARONILLA LA BANDA DE SHILCAYO I 11.20 15.97 22.81 32.11 45.96

6 JR. LOS OLIVOS CDRAS 01 – 03 (C.P BELLO HORIZONTE) LA BANDA DE SHILCAYO I 4.73 6.89 9.34 12.69 18.11

7 JR. LAS PALMERAS CDRA. 01 LA BANDA DE SHILCAYO I 4.97 6.81 9.84 13.35 19.08

8 SECTOR LAS ROCAS LA BANDA DE SHILCAYO I 4.06 3.97 4.89 4.78 5.64

9 JR. NAPOLEON CHU RIOS LA BANDA DE SHILCAYO I 7.82 10.99 15.49 22.15 31.83 10 SECTOR CAMPO SANTO JUAN GUERRA II 1,20 1,18 1,78 1,75 2,43

11 SECTOR LOS VENCEDORES JUAN GUERRA II 3,56 4,72 5,82 6,47 8,49

12 SECTOR PUERTO TINGANA JUAN GUERRA II 0,71 0,70 1,47 1,44 1,41

13 SECTOR ENRIQUE CASARETO JUAN GUERRA II 0,71 0,70 0,69 1,44 1,41 14 SECTOR JUAN LAZO JUAN GUERRA II 4,95 6,45 8,56 12,08 15,81

15 BARRIO LAS LOMAS (SAN MARTIN DE CUMBAZA) TARAPOTO I 2,98 3,80 3,72 4,48 5,40

16 PASAJE LOS RUISEÑÓRES (ESPALDA DE PENAL) TARAPOTO I 1.24 1.21 2.12 2.08 2.04

17 URB. LOS INDANOS (ESPALDA DEL PEAMHC) TARAPOTO I 1.74 1.74 2.55 2.5 3.59

18 JR. MIRAFLORES CDRA. 08 BARRIO HUAYCO TARAPOTO I 1.74 1.70 2.45 2.40 3.38

19 PASAJE CUZCO TARAPOTO I 5.21 5.84 6.62 7.31 9.07

20 JR. ELIAS AGUIRRE TARAPOTO I 2.94 3.61 3.53 4.09 4.79

21 JR. AMERICA CDRA. 02 SECTOR ATUMPAMPA. TARAPOTO I 1.73 1.69 2.37 2.32 3.19

22 JR. PARAISO DEL AA.HH EL PACIFICO SECTOR YUMBITES (ATUMPAMPA) TARAPOTO I 4.56 5.31 6.21 6.08 6.90

23 PSJE JUANA DAVILA Y FILOMENA FALCON MORALES I 1.24 2.17 2.12 3.11 4.37

24 SECTOR ORIENTAL CDRA. 05 MORALES I 3.70 5.47 7.54 9.88 12.47

25 SECTOR PUENTE ATUMPAMPA MORALES I 1.79 1.75 3.47 3.4 3.33

26 SECTOR CODO MORALES I 2.67 4.1 4.01 6.3 6.17

27 SECTOR ACHUAL MORALES I 0.87 1.67 1.63 2.6 4.5

28 SECTOR LAS SOMBRILLAS MORALES I 7.53 9.85 14.2 20.37 28.11

29 SECTOR MARGEN IZQDO. RIO CUMBAZA - BOCATOMA MORALES I 1.51 1.47 6.24 6.1 5.98

30 PASAJE LAS ALMENDRAS Y PASAJE SANTA LUCIA MORALES I 6.7 9.9 14.79 19.15 26.37

31 SECTOR EL MOLINO, SECTOR URB. CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO MORALES I

13.95 22.43 38.26 61.46 102.10

32 SECTOR LOS VIRREYES MORALES I 12.41 7.21 9.2 11.22 13.87

33 SECTOR LOS TULIPANES MORALES I 3.83 5.31 6.95 9.86 12.99

34 SECTOR RURAL JAMPINA (URB. MARILAN) MORALES I 5.47 8.83 15.28 26.43 44.29

35 BARRIO PASIQUIHUI CHAZUTA II 4.07 4.64 5.71 6.35 7.56

36 BARRIO VISTA ALEGRE CHAZUTA II 12.72 14.83 17.19 19.55 22.86

37 BARRIO SAN JUAN CHAZUTA II 2.32 2.96 2.9 3.44 4.03

38 BARRIO BOLOGNESI CHAZUTA II 4.26 5.21 5.8 6.89 7.52

39 BARRIO LAS BRISAS CHAZUTA II 7.24 8.3 10 11.51 12.62

40 SECTOR SAUCE SAUCE II 3.19 4.15 6.12 9.18 12.38


CUADRO N° 16-B. CALIFICACION ELECTRICA SEGÚN TIPO DE LOCALIDAD EN EL AÑO INICIAL (0)

N° SETOR BENEFICIADO DISTRITO CALIFICACION

LOCALIDAD TIPO II ( W )

CALIFICACION LOCALIDAD TIPO I ( W )

1 SECTOR VISTA HERMOZA LA BANDA DE SHILCAYO - 800 2 SECTOR SANANGUILLO LA BANDA DE SHILCAYO - 800 3 AA.VV LA FLORIDA. LA BANDA DE SHILCAYO - 800 4 SECTOR LA MOLINA LA BANDA DE SHIICAYO - 800 5 SECTOR CHOCLINO ALTO MARONILLA LA BANDA DE SHILCAYO - 800 6 JR. LOS OLIVOS CDRAS 01 – 03 (C.P BELLO HORIZONTE) LA BANDA DE SHILCAYO - 800 7 JR. LAS PALMERAS CDRA. 01 LA BANDA DE SHILCAYO - 800 8 SECTOR LAS ROCAS LA BANDA DE SHILCAYO - 800 9 JR. NAPOLEON CHU RIOS LA BANDA DE SHILCAYO - 800 10 SECTOR CAMPO SANTO JUAN GUERRA 600 - 11 SECTOR LOS VENCEDORES JUAN GUERRA 600 - 12 SECTOR PUERTO TINGANA JUAN GUERRA 600 - 13 SECTOR ENRIQUE CASARETO JUAN GUERRA 600 - 14 SECTOR JUAN LAZO JUAN GUERRA 600 - 15 BARRIO LAS LOMAS (SAN MARTIN DE CUMBAZA) TARAPOTO - 800 16 PASAJE LOS RUISEÑÓRES (ESPALDA DE PENAL) TARAPOTO - 800 17 URB. LOS INDANOS (ESPALDA DEL PEAMHC) TARAPOTO - 800 18 JR. MIRAFLORES CDRA. 08 BARRIO HUAYCO TARAPOTO - 800 19 PASAJE CUZCO TARAPOTO - 800 20 JR. ELIAS AGUIRRE TARAPOTO - 800 21 JR. AMERICA CDRA. 02 SECTOR ATUMPAMPA. TARAPOTO - 800 22 JR. PARAISO DEL AA.HH EL PACIFICO SECTOR YUMBITES (ATUMPAMPA) TARAPOTO - 800 23 PSJE JUANA DAVILA Y FILOMENA FALCON MORALES - 800 24 SECTOR ORIENTAL CDRA. 05 MORALES - 800 25 SECTOR PUENTE ATUMPAMPA MORALES - 800 26 SECTOR CODO MORALES - 800 27 SECTOR ACHUAL MORALES - 800 28 SECTOR LAS SOMBRILLAS MORALES - 800 29 SECTOR MARGEN IZQDO. RIO CUMBAZA - BOCATOMA MORALES - 800 30 PASAJE LAS ALMENDRAS Y PASAJE SANTA LUCIA MORALES - 800 31 SECTOR EL MOLINO, SECTOR URB. CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO MORALES - 800 32 SECTOR LOS VIRREYES MORALES - 800 33 SECTOR LOS TULIPANES MORALES - 800 34 SECTOR RURAL JAMPINA (URB. MARILAN) MORALES - 800 35 BARRIO PASIQUIHUI CHAZUTA 600 - 36 BARRIO VISTA ALEGRE CHAZUTA 600 - 37 BARRIO SAN JUAN CHAZUTA 600 - 38 BARRIO BOLOGNESI CHAZUTA 600 - 39 BARRIO LAS BRISAS CHAZUTA 600 - 40 SECTOR SAUCE SAUCE 600 -


CUADRO N° 16-C

TRANSFORMADORES PROYECTADOS EN SECTORES CON RED PRIMARIA

N° LOCALIDAD DISTRITO TIPO

PROYECCION A 20 AÑOS(KW) POTENCIA DE

TRANSF.REQUERIDO ( KVA ) 0 5 10 15 20

2012 2017 2022 2027 2032

1 AA.VV LA FLORIDA. LA BANDA DE SHILCAYO I 25.45 29.58 35.13 40.66 48.21 37.5

2 SECTOR LA MOLINA LA BANDA DE SHIICAYO I 27.56 34.30 43.22 53.26 66.73 37.5

3 SECTOR CHOCLINO ALTO MARONILLA LA BANDA DE SHILCAYO I 11.20 15.97 22.81 32.11 45.96 25.0

4 SECTOR JUAN LAZO JUAN GUERRA II 4.95 6.45 8.56 12.08 15.81 10.0

5 SECTOR EL MOLINO, SECTOR URB. CHUINA Y SECTOR SAN ALEJANDRO MORALES I 13.95 22.43 38.26 61.46 22.43 25.00

6 SECTOR RURAL JAMPINA (URB. MARILAN) MORALES I 5.47 8.83 15.28 26.43 44.29 10.0

NOTA:

En general, se ha considerado la selección de la capacidad de potencia de los transformadores de distribución mediante la utilización de la norma IEEE Std. C57.91-1995 “Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers”, que define las condiciones de selección óptima de los KVA de los transformadores de distribución mediante los criterios de sobrecarga de transformadores y el valor RMS del factor de carga típico, considerando las variaciones de temperatura del devanado y del aceite del transformador, así como la temperatura ambiente. El factor de sobrecarga obtenido es referencial, un 25-33% por encima de la potencia nominal. El Contratista en la ingeniería de detalle, recalculará la sobrecarga admisible aplicando las características reales de los transformadores de distribución por adquirir, en coordinación con el fabricante y aplicando la norma IEEE Std. C57.91-1995. La sobrecarga se recalculará antes de adquirir los transformadores, para poder definir las cantidades y potencia de los transformadores requerido para el Proyecto. En el caso de los sectores 3 y 4 se ha tomado en cuenta las características de carga y consumo crecientes, relacionados con la producción e investigación que se desarrolla.

Otro aspecto a considerar, es la posibilidad de que las salidas actuales en 10 KV, del sistema eléctrico Tarapoto, sean en el futuro elevadas a 22.9 KV, con el propósito de disminuir las pérdidas y las caídas de tensión en las redes, a más de poder incrementar la atención de mayores cargas. En ese sentido, es conveniente proyectar las redes considerando un nivel de tensión 10-22.9 KV, previendo el futuro del sistema eléctrico, por lo que el Contratista deberá coordinar con la empresa concesionaria, la posibilidad de considerar este criterio de planeamiento eléctrico.


3.4.- BALANCE DE OFERTA – DEMANDA

La oferta de potencia y energía de la subestación TARAPOTO 138/22,9/10 KV, es de 25 000 kW, con el que se cubre ampliamente la demanda de la zona en estudio, hasta el año 2032, año final de la proyección, para un horizonte de 20 años. En el siguiente cuadro, se detalle los resultados del Balance Oferta/Demanda de los diferentes Distritos. La Demanda Solicitada total al inicio del Proyecto es 211.88 KW y al final de proyecto es de 662.03 KW, el cual se resume en el siguiente cuadro:


CUADRO N° 17CUADRO N° 1.21

BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA

N° OFERTA DEMANDA DEMANDA DEMANDA BALANCE

AÑO S.E TARAPOTO EXISTENTE SOLICITADA TOTAL TOTAL

AÑO kW kW kW kW kW

0 2012 25.000,00 9.865,49 223,50 10.088,99 14.911,011 2013 25.000,00 9.974,01 228,33 10.202,34 14.797,662 2014 25.000,00 10.083,72 238,61 10.322,33 14.677,673 2015 25.000,00 10.194,65 255,13 10.449,78 14.550,224 2016 25.000,00 10.306,79 271,53 10.578,32 14.421,685 2017 25.000,00 10.420,16 284,65 10.704,81 14.295,196 2018 25.000,00 10.534,78 301,80 10.836,58 14.163,427 2019 25.000,00 10.650,67 319,76 10.970,43 14.029,578 2020 25.000,00 10.767,82 340,16 11.107,98 13.892,029 2021 25.000,00 10.886,27 364,50 11.250,77 13.749,2310 2022 25.000,00 11.006,02 383,98 11.390,00 13.610,0011 2023 25.000,00 11.127,08 401,95 11.529,03 13.470,9712 2024 25.000,00 11.249,48 427,26 11.676,74 13.323,2613 2025 25.000,00 11.373,23 452,33 11.825,56 13.174,4414 2026 25.000,00 11.498,33 480,42 11.978,75 13.021,2515 2027 25.000,00 11.624,81 509,69 12.134,50 12.865,5016 2028 25.000,00 11.752,69 538,62 12.291,31 12.708,6917 2029 25.000,00 11.881,97 572,72 12.454,69 12.545,3118 2030 25.000,00 12.012,67 611,92 12.624,59 12.375,4119 2031 25.000,00 12.144,81 648,94 12.793,75 12.206,2520 2032 25.000,00 12.278,40 699,04 12.977,44 12.022,56

OFERTA DE LA S.E TARAPOTOAÑOS SISTEMA ELECTRICO DE TARAPOTO

DE OPERACIÓN

POTENCIANOMINAL KVA

POTENCIAEFECTIVA KW

TOTALEFECTIVA

DEL AÑO 2011 27778 27083AL AÑO : 2030

25000,00

9.000

9.500

10.000

10.500

11.000

11.500

12.000

12.500

13.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

POTE

NC

IA [

kw]

AÑOS

DEMANDA DE POTENCIAGRAFICO N° 1

DEMANDA STMA S.E TARAPOTO

9.000

12.000

15.000

18.000

21.000

24.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

POTE

NC

IA [

kw]

AÑOS

BALANCE OFERTA DEMANDA DE POTENCIAGRAFICO N° 2

OFERTA STMA S.E TARAPOTO

BALANCE STMA S.E TARAPOTO


4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

4.1. NORMAS APLICABLES

Los criterios a emplear en el diseño de las líneas y redes primarias se regirán principalmente por las siguientes normas:

Código Nacional de Electricidad Suministro 2001

Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844

Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844

Normas DGE/MEM vigentes:

Normas RD 018 2003 EMDGE Bases para el Diseño de LP, RP. Para Electrificación Rural

Normas DGE/MEM 501 Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias.

Especificaciones Técnicas para la Electrificación Rural de la DGE/MEM,

Vigentes:

Normas DGE/MEM 311 Especificaciones técnicas para el Suministro de Materiales y Equipos de líneas y Redes Primarias.

Normas DGE/MEM 312 Especificaciones técnicas de montaje para Líneas y Redes Primarias, Diseños de Armados y detalles

En forma complementaria, se han tomado en cuenta las normas Internacionales siguientes:

IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers)

CIGRE (Conference International des Grands Resseaux Electriques)

ANSI (American National Standard Institute)

4.2. DE LAS RUTAS DE LA RED PRIMARIA En el presente proyecto no existe línea primaria. Los criterios para definir la Ruta de RP del proyecto parten de las siguientes consideraciones.

Elegir las calles más anchas para el recorrido de la RP.

Obtener tramos de RP con la menor longitud posible, tanto en los circuitos troncales como en los ramales.

Elegir armados que alejen los conductores, de viviendas y edificios, teniendo en cuenta las distancias mínimas de seguridad.


DMS Horizontal: 1.5 m

Procurar la accesibilidad necesaria a fin de facilitar las labores de construcción, mantenimiento y operación de las redes eléctricas.

Establecer tramos rectos con la mayor longitud posible a efecto de disminuir los costos al reducir el número de retenidas.

El vano promedio es de 60 m.- 80 m para RP.

Evitar el paso por ambientes donde puedan efectuarse actos o presencia masiva de público como, parques, plazas, cementerios, iglesias, campos deportivos, etc.

Evitar el recorrido por zonas geológicamente inestables o terrenos con pendiente pronunciada en los que sean frecuentes las caídas de piedras y deslizamientos del terreno (huaicos).

Evitar el recorrido por lugares arqueológicos de valor histórico o cultural.

Evitar recorridos sobre terrenos agrícolas.

Minimizar los cruces de vías, formando un ángulo de 15° como mínimo, con respecto al eje de carreteras.

Evitar el trazo por zonas inundables.

Lograr una configuración topológica radial, lo más perfecta posible.

El conductor deberá ubicarse hacia el lado de la calzada y se respetará la mitad del ancho indicado como franja de servidumbre (5.5 m. para 10,0 /22.9 KV.).

4.3. CARACTERISTICAS ELECTRICAS DEL SISTEMA

Niveles de Tensión

Redes de distribución Primaria Trifásicas, Tensión Primaria de 10 y 22,9 KV. Nivel de Aislamiento de las Redes Primarias

Las redes primarias y subestaciones de distribución estarán ubicadas hasta 1000 msnm. El nivel de aislamiento mínimo de los equipos eléctricos está dado por los siguientes valores:

- Tensión nominal del sistema : 10 KV, 22.9 KV - Tensión máxima de servicio : 15 KV, 25.0 KV - Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50’ : 125 KVp - Tensión de sostenimiento a 60 Hz : 40 KV

Nivel de Aislamiento de Subestaciones de Distribución

Los niveles de aislamiento considerados para el diseño de la subestaciones de distribución son los siguientes:


- Tensión Nominal 10 - 22,9 KV

- Tensión de sostenimiento a frecuencia industrial 50 KV

- Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 s (interno) 125 KV

- Tensión de sostenimiento al impulso 1,2/50 s (externo) 150 KV

4.4. CARACTERISTICAS DEL EQUIPAMIENTO

Redes Primarias

El sistema Eléctrico del Proyecto es de Tensión Primaria trifásica de 10, y 22.9 KV. Para efectos del diseño Eléctrico se ha considerado las siguientes características:

a) Estructuras de Soportes

Se ha previsto la utilización de postes de concreto armado centrifugado, que cumplan con las características mecánicas establecidas en las especificaciones técnicas del proyecto.

Para la identificación de las estructuras se adjunta la lámina de Detalle de Señalización de Estructuras la cual es referencial; el Contratista coordinará con la empresa concesionaria Electro Oriente para definir los detalles para la señalización.

Postes: Postes de C.A.C. 13m/300/180/375, 13m/400/180/375.

Ménsulas: De C.A.V. M/1,50/250/275.

Cruceta: De C.A.V. Z/1.50/250; Za/1.50/250

Palomilla: De de 1,50 m para subestaciones del tipo monoposte.

½ Loza: De C.A.V. de 1,10 m/750 para soporte de transformador.

b) Conductores

Conductores de aleación de aluminio desnudo tipo AAAC, calibre 35 mm2.

El conductor a utilizar es de aleación de aluminio; y la sección del conductor ha sido definida tomando en cuenta los siguientes aspectos:

Corrientes de cortocircuito. Esfuerzos mecánicos Capacidad de corriente en régimen normal Caída de tensión Los dos primeros factores han sido determinantes en la definición de la sección de 35 mm² como la sección requerida para este proyecto.


c) Aisladores:

Tipo Pin Clase ANSI 56-3, Polimérico tipo suspensión con conexión horquilla y lengüeta, según el nivel de tensión y la línea de fuga requerida.

Según el análisis de selección del aislamiento, se podrá utilizar aisladores de porcelana de los tipos Pin 56-3 y aislador de suspensión polimérico. Los aisladores del tipo Pin se instalarán en estructuras de alineamiento y ángulos de desvío topográfico moderados y los aisladores de suspensión en estructuras terminales, ángulos de desvío importantes y retención.

d) Retenidas:

Las retenidas y anclajes se instalarán en las estructuras de ángulo, terminal y retención con la finalidad de compensar las cargas mecánicas que las estructuras no puedan soportar.

El ángulo que forma el cable de retenida con el eje del poste no deberá ser menor de 37°.

Los cálculos mecánicos de las estructuras y las retenidas se han efectuado considerando este ángulo mínimo. Valores menores producirán mayores cargas en las retenidas y transmitirán mayor carga de compresión al poste.

Las retenidas estarán compuestas por los siguientes elementos:

De anclaje Inclinada con cable de acero grado alta resistencia de 10 mm de diámetro, varilla de Aº Gº de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud, perno angular de Fº Gº, bloque de anclaje de C.A.V., amarre preformado de Aº Gº, canaleta protectora y aislador tipo tracción clase ANSI 54-2.

De anclaje Vertical con cable de acero grado alta resistencia de 10 mm de diámetro, varilla de Aº Gº de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud, perno angular de Fº Gº, bloque de anclaje de C.A.V., amarre preformado de Aº Gº, contrapunta de Aº Gº con abrazadera partida y aislador tipo tracción clase ANSI 54-2.

e) Puesta a Tierra:

En la RP se utilizan puestas a tierra en todas las estructuras, y tres en las subestaciones.

Para las estructuras de seccionamiento se requiere una puesta a tierra tipo PAT-1, compuesto por una varilla de acero con recubrimiento de cobre de 2,4 m, 16 mmø, conductor de cobre de 25 mm² y conector de cobre; el valor de resistencia de puesta a tierra no será mayor de 25 Ω.


En la red primaria el sistema de puesta a tierra será del tipo PAT-1.

Las puestas a tierra estarán conformadas por los siguientes elementos:

Conductor de cobre temple suave calibre 25 mm2, conector de cobre tipo perno partido calibre 25 mm2, electrodo Cooperweld de 16 mm de diámetro y 2,4 m de longitud, conector de bronce tipo AB, aditivo ecológico para puesta a tierra (bentonita), caja y tapa de registro.

En Subestaciones de Distribución: En las subestaciones de distribución se contará con un sistema de puesta a tierra, seleccionada de acuerdo a su resistividad, será del tipo PAT-3, equivalente a tres PAT-1, la cual se conectarán por un lado al pararrayos, por otro a la ferretería de media, y por último a la baja tensión, al borne del neutro de BT y la carcasa. Los electrodos serán de 2,4 m y 16 mm Ø, y el conductor de bajada de cobre será de 25 mm², los pozos de puestas a tierras llevarán caja registro de concreto y la conexión varilla ø16mm y conductor de Cu 25 mm² será con conectores de bronce tipo AB.

f) Equipos de Protección:

Seccionador fusible unipolar tipo expulsión (CUT-OUT) de 27 KV, 100 A, 150 KV.

g) Pararrayos de Óxido Metálico:

Se han seleccionado las siguientes tensiones nominales para los pararrayos a instalarse en nuestro sistema eléctrico:

Sistema : 10 KV 22,9 KV Tensión Nominal : 12 KV 21 KV Corriente de Interrupción : 10 KA 10 KA Clase (IEC) : 2 1 y 2

h) Cable de Cobre:

Tipo NYY, 1x35 mm2, 3-1x35 mm2.

i) Ferretería

Todos los elementos de hierro y acero, tales como pernos, abrazaderas y accesorios de aisladores, será galvanizado en caliente a fin de protegerlos contra la corrosión. Las características mecánicas de estos elementos han sido definidas sobre la base de las cargas a las que estarán sometidas.


4.5. CRITERIOS DE DISEÑO ELECTRICO

4.5.1 Cálculo de Caída de Tensión y Configuración del Sistema Eléctrico

El cálculo de la caída de tensión y las pérdidas de potencia y energía, se basan en los siguientes criterios:

La tensión de salida en 10, 22,9 KV se define en valores pu del valor nominal.

El porcentaje de caída de tensión no deberá exceder 3.0 %

Se considera todas las cargas del proyecto para el horizonte de 20 años

Los resultados se muestran en el Volumen IV: Cálculos Justificativos del presente proyecto donde se observa que el sistema eléctrico no presenta problemas de regulación de tensión.

4.5.2.-Distancias Mínimas De Seguridad

a. Distancia mínima entre conductores de un mismo circuito en disposición horizontal y vertical en los apoyos :

Horizontal = 0,70 m

Vertical = 1,00 m

Estas distancias son válidas tanto para la separación entre 2 conductores de fase como entre un conductor de fase y el neutro.

b. Distancia mínima entre los conductores y sus accesorios bajo tensión y elementos puestos a tierra

D = 0,25 m

Esta distancia no es aplicable a conductor neutro.

c. Distancia horizontal mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano

D = 0,0076 (U) (FC) + 0,65 f

Donde:

U = Tensión nominal entre fases, KV FC = Factor de corrección por altitud f = Flecha del conductor a la temperatura máxima prevista, m

Notas:

1- Cuando se trate de conductores de flechas diferentes, sea por tener distintas secciones o haberse partido de esfuerzos EDS diferentes, se tomará la mayor de las flechas para la determinación de la distancia horizontal mínima.


2. Además de las distancias en estado de reposo, se deberá verificar, también, que bajo una diferencia del 40% entre las presiones dinámicas de viento sobre los conductores más cercanos, la distancia D no sea menor que 0,20 m.

d. Distancia vertical mínima entre conductores de un mismo circuito a mitad de vano :

- Para vanos hasta 100 m: 0,70 m - Para Vanos Entre 101 Y 350 m: 1,00m - Para vanos entre 350 y 600 m: 1,20 m - Para vanos mayores a 600 m: 2,00 m

En estructuras con disposición triangular de conductores, donde dos de éstos estén ubicados en un plano horizontal, sólo se tomará en cuenta la separación horizontal de conductores si es que el conductor superior central se encuentra a una distancia vertical de 1,00 m o 1,20 m (Según la longitud de los vanos) respecto a los otros 2 conductores:

En líneas con conductor neutro, deberá verificarse, adicionalmente, la distancia vertical entre el conductor de fase y el neutro para la condición sin viento y máxima temperatura en el conductor de fase, y temperatura EDS en el conductor neutro. En esta situación la distancia vertical entre estos dos conductores no deberá ser inferior a 0,50 m. Esta verificación deberá efectuarse, también, cuando exista una transición de disposición horizontal a disposición vertical de conductores con presencia de conductor neutro.

e. Distancia horizontal mínima entre conductores de diferentes circuitos

Para la verificación de la distancia de seguridad entre dos conductores de distinto circuito debido a una diferencia de 40% de las presiones dinámicas de viento, deberá aplicarse las siguientes fórmulas:

D = 0,00746 (U) (FC), pero no menor que 0,20 m

Donde:

U= Tensión nominal entre fases del circuito de mayor tensión, en KV FC = Factor de corrección por altitud

f. Distancia vertical mínima entre conductores de diferentes circuitos

Esta distancia se determinará mediante la siguiente fórmula:

D = 1,20 + 0,0102 (FC) (KV1 + KV2 - 50)

Donde:

KV1= Máxima tensión entre fases del circuito de mayor tensión, en KV KV2= Máxima tensión entre fases del circuito de menor tensión, en KV. Para líneas de 22,9 KV y 22,9/13,2 KV, esta tensión será 25 KV FC = Factor de corrección por altitud

Norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”

La distancia vertical mínima entre líneas de 22,9 KV y líneas de menor tensión será 1,00 m.


g. Distancia mínimas del conductor a la superficie del terreno

- En lugares accesibles sólo a peatones 5,0 m - En laderas no accesibles a vehículos o personas 3,0 m - En lugares con circulación de maquinaria agrícola 6,0 m - A lo largo de calles y caminos en zonas urbanas 6,0 m - En cruce de calles, avenidas y vías férreas 7,0 m

Notas: - Las distancias mínimas al terreno consignadas en el numeral 3.7 son verticales y

determinadas a la temperatura máxima prevista, con excepción de la distancia a laderas no accesibles, que será radial y determinada a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento.

- Las distancias sólo son válidas para líneas de 22,9 y 22,9.

- Para propósitos de las distancias de seguridad sobre la superficie del terreno, el conductor neutro se considera igual en un conductor de fase.

- En áreas que no sean urbanas, las líneas primarias recorrerán fuera de la franja de servidumbre de las carreteras. Las distancias mínimas del eje de la carretera al eje de la línea primaria serán las siguientes:

En carreteras importantes 25 m En carreteras no importantes 15 m

Estas distancias deberán ser verificadas, en cada caso, en coordinación con la autoridad competente.

h. Distancias mínimas a terrenos rocosos o árboles aislados

- Distancia vertical entre el conductor inferior y los árboles: 2,50 m

- Distancia radial entre el conductor y los árboles laterales: 0,50 m

Notas: - Las distancias verticales se determinarán a la máxima temperatura prevista.

- Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento.

Norma DGE “Bases para el Diseño de Líneas y Redes Primarias para Electrificación Rural”

- Las distancias radiales podrán incrementarse cuando haya peligro que los árboles caigan sobre los conductores.

i. Distancias mínimas a edificaciones y otras construcciones

No se permitirá el paso de líneas de media tensión sobre construcciones para viviendas o que alberguen temporalmente a personas, tales como campos Deportivos, piscinas, campos feriales, etc.

- Distancia radial entre el conductor y paredes y otras estructuras no accesibles 2,5 m.

- Distancia horizontal entre el conductor y parte de una edificación normalmente accesible a personas incluyendo abertura de ventanas, balcones y lugares similares 2,5 m.


- Distancia radial entre el conductor y antenas o distintos tipos de pararrayos 3,0 m.

- Las distancias radiales se determinarán a la temperatura en la condición EDS final y declinación con carga máxima de viento.

- Lo indicado es complementado o superado por las reglas del Código Nacional de Electricidad Suministro vigente.

4.6. CRITERIOS DE DISEÑO MECÁNICO

Cálculo Mecánico de Conductores

Los conductores para redes primarias aéreas serán desnudos, de aleación de aluminio AAAC, fabricados según las prescripciones de las normas ASTM B398, ASTM B399 o IEC 1089. La utilización de conductores de aleación de aluminio es debido a que el área del proyecto está libre de contaminación salina o industrial. Los cálculos mecánicos de conductores permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos para el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, de manera que se pueda dimensionar las estructuras de la línea. Las características del conductor utilizado se muestran a continuación:

Cuadro Nº 18

Características Técnicas de los Conductores

Para definir las hipótesis de cálculo mecánico de conductores, se ha tomado información del SENAMHI de la estación meteorológica de TARAPOTO (Latitud 06° 28' , Longitud 76° 22', 356 msnm), del INEI, Mapa Eólico del Perú y el CNE, las cuales se muestran en los Volumen IV: Cálculos Justificativos, obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 19

Selección de las Características Meteorológicas

Descripción Senamhi-INEI Velocidad Máxima del Viento

Temperatura Mínima Temperatura Máxima

72 Km/h 21.6 ° C 31.7 °C

Fuente SENAMHI – Febrero 2012 (Ver anexo)

Para los conductores a ser utilizados en el presente proyecto se consideran para los diseños los siguientes EDS: EDS final 7% para redes primarias. Por lo tanto las Hipótesis de CMC se ha definido en:

Nombre Material Sección mm²

Diámetro mm

Coeficiente de dilatación 1/ºC

Masa Unitaria

Kg/m Tiro de rotura

KN Módulo de

elasticidad Inicial KN/mm²

Nº de hilos

Aa 35 mm² AAAC 35 7,5 0,000023 0,094 11,07 60760 7


Cuadro Nº 20

Hipótesis de Cálculo Mecánico de Conductores

Hipótesis I Templado

II Máximo Esfuerzo

III Máxima

Temperatura

IV Mínima

Temperatura Temperatura (ºC) 27 10 45(*) 10 Velocidad de Viento (km/h) 0 70 0 0

Esfuerzo % del Tiro de Rotura Inicial=18% final=13% 40 40 40

Los cálculos mecánicos de conductores permiten determinar los esfuerzos máximos y mínimos para el conductor en las diferentes hipótesis planteadas, de manera que se pueda diseñar adecuadamente las estructuras de la línea primaria. Para efectuar los cambios de estado se empleará un programa de cómputo que utiliza el método exacto de cálculo. Asimismo se considera que los conductores de las redes primarias se han templado a EDS inicial de 18%, verificándose la distribución de estructuras a un EDS final del:

18% del tiro de rotura para las redes primarias. 7% del tiro de rotura para los vanos flojos.

Diseño Mecánico de las Estructuras Para el cálculo mecánico de estructuras se han considerado las siguientes cargas: Cargas horizontales: Carga debida al viento sobre los conductores y las estructuras y carga debido a la tracción del conductor en ángulos de desvío topográfico, con un coeficiente de seguridad de 2. Cargas verticales: Carga vertical debida al peso de los conductores, aisladores, crucetas, peso adicional de un hombre con herramientas y componente vertical transmitida por las retenidas en el caso que existieran, con un coeficiente de seguridad de 2. Se determinará el vano peso en cada una de las estructuras y para cada una de las hipótesis de diseño, el cual definirá la utilización de una estructura de suspensión o de anclaje. Cargas longitudinales: Cargas producidas por cada uno de los vanos a ambos lados de la estructura y para cada una de las zonas e hipótesis de diseño. En el caso de rotura de conductor, se han considerado cargas longitudinales equivalentes al 40 % del tiro máximo del conductor.

El factor de seguridad considerado es de 2, con una deformación permanente no mayor a 4% de la longitud útil del poste (deflexión).

Tipos de Estructuras

Las estructuras de las redes primarias están conformadas por postes de concreto armado centrifugado, y tienen la configuración de acuerdo con la función que van a cumplir. Los parámetros que definen la configuración de las estructuras y sus características mecánicas son:


PROYECTO:

DEPARTAMENTO: SAN MARTIN Fecha: MAYO 2012

ITEM REDES PRIMARIAS

REDES SECUNDARIAS

CONEXIONES DOMICILIARIAS TOTAL S/.

A SUMINISTROS DE MATERIALES 169,931.71 499,885.84 197,405.23 867,222.78

B MONTAJE ELECTROMECANICO 66,660.66 370,335.47 38,695.60 475,691.73

C TRANSPORTE DE MATERIALES 20,445.74 80,563.38 9,781.81 110,790.93

D COSTO DIRECTO ( C.D. ) 257,038.11 950,784.69 245,882.64 1,453,705.44

E GASTOS GENERALES (15.48%) 39,800.75 147,223.09 38,073.39 225,097.23

GASTOS GENERALES VARIABLES DIRECTOS (13.96%) 35,894.00 132,772.02 34,336.20 203,002.23

GASTOS GENERALES FIJOS INDIRECTOS (1.52%) 3,906.75 14,451.06 3,737.19 22,095.00

F UTILIDADES (6%) 15,422.29 57,047.08 14,752.96 87,222.33

SUB-TOTAL SIN I.G.V. (S/.) 312,261.15 1,155,054.86 298,708.99 1,766,025.00

IMPUESTO GENERAL A LAS VENTAS IGV (18%) 317,884.50

COSTO TOTAL (Incluye I.G.V.) S/. 2,083,909.50

DESCRIPCION

ESTUDIO DEFINITIVO PARA LA ELECTRIFICACION DE 44 SECTORES DEL SISTEMA ELECTRICO TARAPOTO, PROVINCIA DE SAN MARTIN - ELECTRO ORIENTE S.A.

VALOR REFERENCIALRESUMEN GENERAL

Distancia mínima al terreno en la condición de máxima temperatura Distancia mínima entre fases en la condición de máxima temperatura Angulo de desvío topográfico Vano – viento Vano – peso para las cuatro hipótesis de trabajo del conductor

4.7. CONFORMIDAD DEL PUNTO DE ALIMENTACIÓN DEL CONCESIONARIO

La Conformidad de los diferentes puntos de alimentación están a cargo de la empresa concesionaria Electro Oriente S.A., las mismas que corresponden al sistema eléctrico Tarapoto de la provincia de San Martín, según los requerimientos de proyección de demanda y demanda máxima.

4.8. PLANOS DE UBICACIÓN

El plano de ubicación, se ha elaborado sobre la base digitalizada de las cartas geográficas del Instituto Geográfico Nacional, en donde se distinguen el trazo de ruta de las líneas y redes existentes y proyectadas, las cargas que atiende el presente Proyecto; acorde con la topología geográfica y sus respectivas cotas de nivel, carreteras principales, caminos, ríos, ciudades, centros poblados cercanos e importantes.

4.9. DIAGRAMA UNIFILAR

Se ha elaborado tomando en consideración la información proporcionada por Electro Oriente S.A., a febrero del 2012; en el que se suman las cargas del presente Proyecto, muy especialmente las nuevas subestaciones de distribución.

5. VALOR REFERENCIAL Y PLAZO DE EJECUCION

5.1. VALOR REFERENCIAL. Se especifica en el siguiente cuadro:

5.2. PLAZO DE EJECUCIÓN DE OBRAS

El plazo de ejecución considerado para la ejecución del proyecto en su conjunto, es de 150 días calendarios, según cronograma adjunto.

memoria descriptiva rp tarapoto.pdf

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