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JUAN LOVERA ESPINOZA Informe Final de REP

Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 15 de 54

8.0 ESTANDARIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS REPRESENTATIVOS EN SUBESTACIONES DE 220, 138 Y 60 KV DEL ÁREA NORTE, ÁREA CENTRO Y ÁREA SUR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ.

El COES-SINAC en resguardo de la calidad, economía y seguridad de la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, con la finalidad de coordinar las maniobras de desconexión y/o conexión de las instalaciones eléctricas más representativas del sistema, solicitó al concesionario RED DE ENERGÍA DEL PERÚ, la secuencia de maniobras de las instalaciones eléctricas de su responsabilidad, las mismas que serán tomadas en cuenta para proponer una estandarización coordinada de los procedimientos de maniobra, lo cual permitirá coordinar adecuadamente la operación en tiempo real del Sistema Interconectado en su conjunto.

Con el apoyo de la División de Programación y Coordinación del COES-SINAC se ha analizado en estado estacionario el sistema eléctrico correspondiente al Área Norte, Área Centro y Área Sur del concesionario RED DE ENERGÍA DEL PERÚ, considerando flujos de potencia en media demanda, para ver el comportamiento del sistema ante la indisponibilidad de las instalaciones más representativas del mismo, concluyéndose que antes de iniciar cualquier proceso de desconexión y/o conexión de Líneas de Transmisión y Equipos de 220, 138 y 60 kV, se debe tomar en cuenta las condiciones previas requeridas para cada proceso, siendo los relevantes:

ÁREA NORTE

La indisponibilidad de las líneas del ÁREA NORTE, L-2249, L-2248, L2238, L-2236, L-2234 y L-2215, origina subsistemas aislados del SEIN, debido fundamentalmente a la falta de una línea alterna que permita mantener enlazadas las subestaciones extremas a la línea prevista a ser desenergizada, se requiere que las centrales de generación de los subsistemas aislados que se creen deben estar en servicio para atender la demanda del área comprometida y permitir regular la generación a fin de abrir el enlace respectivo con un flujo cero MW y cero MVAR para evitar variaciones bruscas de tensión y carga en las subestaciones adyacentes. En el caso especifico de la línea L-2249 en el proceso de desconexión y/o conexión se debe asociar el reactor de 20 MVAR de la SE. TALARA para compensar los reactivos que genera. En el proceso de cierre de los subsistemas aislados se debe buscar las condiciones óptimas de paralelo y cerrar el enlace con una diferencia de tensión menor al 5%, con



una diferencia de frecuencia menor a 0.1 HZ y una diferencia angular menor de 10° para la líneas L-2238, L-2248 y L-2249. Para las líneas L-2236, L2234 y L-2215, la deferencia angular deberá ser menor a 20°.

La desconexión de la línea L-2215 prevé que SIDERPERU opere la planta con un solo horno con carga lineal y que las unidades TG1 y TG3 de la CT. Chimbote, estén en servicio con mínima carga.

La desconexión de la barra de 220 kV de la SE. Piura Oeste, origina tres subsistemas aislados del SEIN: (1) el subsistema de 220 kV, conformado por la SE. Talara, línea L-2248, SE. Zorritos y la Central Térmica de MALACAS; (2) el subsistema de 60 kV, conformado por la SE. Piura Centro y la Central Térmica de PIURA, y (3) el subsistema de 60 kV, conformado por la SE. Sullana, SE. El Arenal, SE. Paita, la Central Térmica de SULLANA, Central Térmica de PAITA y la Central Hidráulica de POECHOS y CURUMUY; durante el proceso de desconexión se requiere que las centrales de generación de los subsistemas aislados estén en servicio para atender la demanda del área comprometida y permitir regular la generación a fin de abrir el enlace respectivo con un flujo cero MW y cero MVAR a fin de evitar variaciones bruscas de tensión y carga entre las subestaciones adyacentes. En el proceso de normalización de los subsistemas aislados se debe buscar las condiciones óptimas de paralelo y cerrar el enlace respectivo con una diferencia de tensión menor al 5%, con una diferencia de frecuencia menor a 0.1 HZ y una diferencia angular menor de 10°.

La desconexión de la barra de 60 kV de la SE. Guadalupe, prevé que la CH. Gallito Ciego y la CT. Cemento Norte Pacasmayo, estén en servicio para atender la demanda del área de influencia de la SE. Cajamarca y de la SE. Pacasmayo que quedan aisladas del SEIN, y origina interrupción del suministro En el pueblo Pacasmayo. Es recomendable desconectar las líneas L-6646, L-6656 y L-6652 con un flujo cero MW y cero MVAR para evitar variaciones bruscas de tensión y carga, que se logra con la regulación de generación de las centrales de la zona; asimismo en el proceso de normalización, buscar las condiciones óptimas de sincronismo de los subsistemas aislados y cerrar los enlaces con una diferencia de tensión menor al 5%, con una diferencia de frecuencia menor a 0.1 HZ y una diferencia angular menor a 10°.

ÁREA CENTRO

La desconexión de la barra de 220 kV de la SE. Paramonga Nueva, origina dos subsistemas aislados del SEIN: (1) el



subsistema de 220 kV del ÁREA NORTE entre la SE. Chimbote 1 y la SE. Zorritos, y (2) el subsistema de 138 kV conformado por la SE. Paramonga Existente y la Central Hidráulica CAHUA; durante el proceso de desconexión se requiere que las centrales de generación de los subsistemas aislados estén en servicio para atender la demanda del área comprometida y permitir regular la generación a fin de abrir las líneas L-2215 y L-1101 con un flujo cero MW y cero MVAR, y la línea L-2253 con flujo menor a 60 MW y sus reactivos el más cercano a cero MVAR posible para evitar variaciones bruscas de tensión y carga en las subestaciones adyacentes; asimismo prevé que SIDERPERU opere la planta con sólo un horno con carga lineal y que las unidades TG1 y TG3 de la CT. Chimbote estén en servicio con mínima carga. En la normalización de la línea L-2253 se requiere que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor de 20°; asimismo para el sincronismo de los subsistemas aislados se debe buscar las condiciones óptimas de cierre, que la diferencia de tensión sea menor al 5%, que la diferencia de frecuencia sea menor a 0.1 HZ y que la diferencia angular sea menor de 20°.

En la SE. Paramonga nueva, la desconexión del Transformador T18-261, se considera una interrupción momentánea del suministro en la barra de 66 kv para transferirla al Autotransformador AT10-216, mientras que en los casos de indisponibilidad de las barras de 66 y 220 kV, la interrupción permanente hasta la reposición de las referidas barras.

En la SE. Huacho, cuando se programe la desconexión del Transformador T37-261 y la barra de 220 kV, se considera la interrupción del suministro de la SE. Andahuasi y la demanda de la SE Hualmay se transfiere a la SE. Paramonga Nueva.

En la indisponibilidad de las líneas L-2213 y L-2212, en el proceso de desenergización se considera que el flujo en estas líneas debe ser menor a 50 MW y en la reposición de las mencionadas líneas por la diferencia de ángulo que se tiene, se debe regular la generación de las centrales del área norte y la CT. Aguaytía hasta lograr que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor de 20°.

En el proceso de maniobras de cambio de barras en subestaciones de 220 y 60 kV, se está considerando el procedimiento propuesto por REP debido a que en ellos han establecido la secuencia más acertada con la finalidad de evitar sobrecarga en los equipos de la celda del acoplamiento de barras.

En la desconexión de una de las líneas de dos o tres líneas paralelas conectadas a subestaciones comunes, se está



considerando la capacidad límite de transmisión de cada una de las líneas que quedan en servicio o de las líneas adyacentes a las subestaciones y/o a la capacidad de los transformadores de corriente declarados por REP en los diagramas unifilares y datos técnicos de las instalaciones.

En época de avenida la desconexión de las líneas del circuito Zapallal – Huacho – Paramonga, origina limitaciones de generación de la CT. Aguaytía, debido fundamentalmente a la capacidad de transmisión de la línea L-2259 que enlaza la SE. Carhumayo y la SE. Oroya Nueva.

En la desconexión de la línea L-2209/L-2211 que enlaza la SE. Independencia – SE. Ica – SE. Marcona, se considera que luego de aislar la CT. San Nicolás del SEIN, se desconecta la línea L-2209 en la SE. Independencia y a continuación se procede con la apertura de los interruptores de líneas y transformadores de las instalaciones de 220 y 60 kV de las subestaciones Ica y Marcona.

En el proceso de desconexión de las líneas L-2203 y L-2231, se considera que la tensión en barras de la SE. Independencia sea mayor a 225 kV; no se ha previsto asociar el Reactor de Independencia a la desconexión conjunta de la línea a través del interruptor del acoplamiento de barras, debido que ésta subestación está operando en configuración barra compartida con acoplamiento cerrado. En el proceso de reposición de las referidas líneas se considera que la tensión en barras de la mencionada subestación, no sea mayor a 220 kV. Los niveles de tensión solicitados para la desconexión y conexión se logran principalmente a través de la operación del Reactor de Independencia.

En la indisponibilidad de las líneas L-1120 y L-1121, en el proceso de desenergización se considera que el flujo en estas líneas debe ser menor a 30 MW y en la reposición de las mencionadas líneas, por la diferencia de ángulo que se tiene, se debe regular la generación de las centrales del área norte y la CT. Aguaytía hasta lograr que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor de 20°.

En la desconexión de la barra de 138 kV de la SE. Paragsha II, se considera reducir carga a cero MW en la SE. Paragsha I y SE. Excélsior, para evitar que el nivel de tensión en barras de las referidas subestaciones esté por debajo del límite establecido en la Norma Técnica de calidad de los sistemas eléctricos y evitar sobrecarga en el Autotransformador de 220/50 kV de la SE. Oroya Nueva. Se requiere además que las líneas de 138 y 50 kV, la CH. Malpaso y los bancos de condensadores del ELECTROANDES estén en servicio, asi como las líneas de 220 kV



de ISA PERÚ y los transformadores de 138/50 kV, 220/50 kV, 220/138 kV de Carhuamayo, Oroya Nueva y Tingo Maria, estén en servicio. Es recomendable que la indisponibilidad de la barra de 138 kv de la SE. PARAGSHA II, se programe conjuntamente con el mantenimiento del sector minero del área de influencia de la SE. Paragsha I y SE. Excélsior a fin de minimizar las interrupciones del suministro eléctrico en las referidas subestaciones.

En la desconexión de la barra de 138 kV de la SE. Huanuco, se está considerando que las líneas L-1120, L-1121 y los transformadores de 220/138 kV de Paragsha II y Tingo Maria, estén en servicio. Previo al proceso de desconexión de la L-1121 se debe regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales del área norte hasta logra que el flujo en la mencionada línea sea menor a 30 MW y que el perfil de tensión en barras de Tingo Maria no sea mayor a 132 kV y en barras de Paragsha II no sea menor a 125 kV.

En la desconexión de la barra de 138 kV de la SE. Tingo Maria, se considera que las línea L-2253 y L-2252, y los transformadores de 220/138 kV de Paragsha II y Tengo Maria estén en servicio, asimismo se considera regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales del área norte hasta lograr que el flujo en la línea L-1121 sea menor a 30 MW y que el perfil de tensión en barras de la SE. Paragsha II no sea menor a 132 kV.

ÁREA SUR

En la desconexión de una línea paralela de 138 kV, se está considerando la capacidad límite de transmisión de la línea que quedan en servicio y/o la capacidad de los transformadores de corriente declarados por REP en los diagramas unifilares.

En la indisponibilidad de las líneas L-1008 y L-1020, se debe limitar la generación de la CH. San Gabán II y/o CH. Machupicchu a la capacidad de la línea L-1011. Asimismo en el proceso de reposición se debe buscar las condiciones óptimas de cierre. Que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor a 20°.

Cuando se indispone la línea L-1005, L-1029 y/o L-1030, se crean subsistemas aislados cuyas líneas deben desconectarse con un flujo cero MW y cero MVAR para evitar variaciones bruscas de potencia activa y reactiva, que se logra con la regulación de la generación de la central adyacente; asimismo en el proceso de reposición se deben buscar las condiciones óptimas de sincronismo. Que la diferencia de tensión sea menor al 5%, que la diferencia de frecuencia sea menor a 0.1 HZ y la



diferencia angular para las líneas L-1029 y L-1030 sea menor a 10° y para la línea L-1005 menor a 20°.

Cuando se indispone la línea L-1006, luego se su desconexión se debe limitar la generación de la CH. San Gabán II a la capacidad de la línea L-1011.

Cuando se indispone la línea L-1011 y/o L-1012, se debe limitar la generación de la CH. San Gabán II a la capacidad de la línea L-1006.

En la desconexión de la línea L-1026, se prevé limitar la generación de la CH. Aricota 1 y 2 a 20 MW, para evitar sobrecarga en la línea L-6620 SE. Aricota 2 – SE. Tomasiri.

Cuando se programe desconectar la línea L-1029, se prevé operar la CT. Mollendo con la unidad TG2 en sistema aislado, atendiendo la demanda de la SE. Mollendo y la SE. Repartición para compensar el déficit de reactivos que se originen en el sistema aislado.

Cuando se programe desconectar la línea L-1030, se prevé operar la CT. Mollendo con una unida MIRLESS en sistema aislado, para atender la demanda de la SE. Mollendo. En el proceso de prevé arrancar la unidad TG2 de la CT. Mollendo para energizar la línea y la sincronización del subsistema con el SEIN, se efectúa en la SE. Repartición.

En la indisponibilidad de la barras de 138 kV de la SE. Repartición, se considera que la CT. Mollendo esté en servicio con una unidad MiRLESS, para atender la demanda de la SE. Mollendo que queda aislada del SEIN. Primero se debe desconectar la línea L-1030 con un flujo cero MW y cero MVAR, que se logra mediante la regulación de generación del grupo térmico de la CT. Mollendo. En la reposición de la barra, se deben sustituir el grupo MIRLESS por la unidad TG2, energizar la barra desde la SE. Cerro Verde, normalizar el suministro, energizar la línea L-1030 desde la SE. Mollendo y sincronizar el sistema aislado a través de la línea L-1030 en la barra de 138 kV de la SE. Repartición.

En la desconexión de la barra de 138 kV de la SE. Callalli. Se prevé que las líneas L-2030, L-1005, L-1006, L-1011, L-1012, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II, las centrales del complejo minero ARES y la Central de Huancarama, estén en servicio. Es recomendable desconectar primero la línea L-1008 tomando en consideración las condiciones previas del caso y luego proceder con el aislamiento de los subsistemas HUANCARAMA, ARCATA, ARES Y CAYLLOMA, finalmente con la liberación de la barra en referencia. Asimismo, en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE.



Santuario y cerrar la línea L-1008 en la SE. Tintaya, luego normalizar el complejo minero ARES y HUANCARAMA.

Durante el proceso de cambio de barras en la SE. Santuario, se ha previsto la secuencia que evita sobrecarga en el acoplamiento de barras, condición que podría darse en época de avenida, cuando la CH. Charcani V este con su máxima generación (129 MW).

En la indisponibilidad de la barras de 138 kV de la SE. Tintaya, se prevé que las líneas L-2030, L-1001, L-1002, L-1003, L-1005, L-1006, L-1011, L-1012, L-1020, la CH. Machupicchu y la CH. San Gabán, estén en servicio. Esto origina que la CH. Machupicchu, SE. Cachimayo, SE. Quencoro y SE. Dolorespata queden aislados del SEIN, e interrupción del suministro en YAURI y barra de ÓXIDOS. Las líneas L-1005 y L-1006 quedan con tensión de retorno atendiendo la carga de la SE. Combapata y SE. Ayaviri respectivamente. Es recomendable abrir primero el interruptor de la línea L-1005 y luego la línea L-1006 en la SE. Tintaya y limitar la generación de la CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea L-1011 sea menor a 70 MW, luego proseguir con la liberación de la barra tomando en consideración las condiciones previas para desconectar los transformadores T43-11, T44-11 y T45-11. Asimismo, en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Callalli, cerrar el enlace Tintaya – Azangaro en la SE. Tintaya, conectar el SVC-4, sincronizar el subsistema aislado y normalizar la carga de la SE. Tintaya.

La indisponibilidad de la barra de 138 kV de la SE. Juliaca. prevé que las líneas L-2030, L-1008, L-1005, L-1006, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II Y la CT. Taparachi, estén en servicio. La CT. Taparachi queda aislada del SEIN, alimentando las cargas más representativas de la SE. Juliaca. Es recomendable limitar la generación de la CH. San Gabán II, a la capacidad de la línea L-1006 y proseguir con la liberación de la barra de 138 kV, tomando en consideración las condiciones previas para desconectar el transformador T51-161. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Puno, normalizar la carga de la SE. Juliaca y finalmente cerrar la línea L-1011 en la SE. Juliaca.

La indisponibilidad de la barra 138 kV de la SE. Puno, prevé que las líneas L-1020, L-1008, L-1005, L-1006, L-1011, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II Y la CT. Bellavista, estén en servicio; origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Puno, SE. Ilave/Pomata. La CT. Bellavista queda aislada del SEIN, alimentando las cargas de la SE. Bellavista. Desconectar primero la línea L-2030 y limitar la generación de la CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea



L-1006 sea menor a 70 MW y luego proseguir con la liberación de la barra de 138 kV, tomando en consideración las condiciones previas para desconectar el transformador T53-162. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Juliaca, normalizar la carga de la SE. Puno y finalmente cerrar el anillo Puno – Cuzco – Arequipa – Moquegua, en la barra de 138 kV de la SE. Puno.

La indisponibilidad de la barras de 138 kV de la SE. Quencoro, prevé que las líneas L-1001, L-1002, L-1003, L-1005 y la CH. Machupicchu, estén en servicio. Se origina interrupción del suministro en el área de influencia atendida por los transformadores T47-131 y T48-136. Al desconectar la línea L-1005, el subsistema Machupicchu – Cachimayo – Dolorespata que se crea, queda aislado del SEIN. Además la línea L-1005 queda con tensión de retorno atendiendo la carga de la SE. Combapata. Es recomendable desconectar primero la línea L-1002, el transformador T47-131, la línea L-1004, desconectar la carga de SEDACUSCO y luego desconectar la línea L-1005. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Tintaya, normalizar el suministro de SEDACUSCO, sincronizar el subsistema aislado a través de la línea L-1004 en la SE. Dolorespata y normalizar la línea L-1002.

Las definiciones y abreviaturas utilizadas en la estandarización de cada Procedimiento de Maniobra, realizado sobre la base de la secuencia de maniobras alcanzadas por REP, se muestran en el Anexo 2.

La estandarización toma en consideración el Nivel Jerárquico de comunicación establecido para la coordinación de la operación en tiempo real, así como las consideraciones previas que cada uno de los responsables de la coordinación deben tener presente, antes de iniciar cualquier proceso de maniobras de desconexión y/o conexión de una instalación representativa del Sistema Eléctrico del ÁREA NORTE, ÁREA CENTRO y ÁREA SUR de REP, lo cual permitirá evitar errores de operación. Ver Anexos 3.1, 3.2 Y 3.3.

Con la finalidad de visualizar los pasos del proceso de desconexión y/o conexión de las líneas de transmisión, barras colectoras y transformadores de potencia de 220/138/60/22.9/10.5 kV, se ha elaborado un esquema unifilar para cada procedimiento, el cual permite ver en detalle los elementos de maniobra sobre los cuales se actúa en cada paso del proceso de maniobras. Asimismo en dichos esquemas la capacidad de las líneas expresadas en amperios es el correspondiente a los transformadores de medida. Ver Anexo 4.1, 4.2 Y 4.3.



8.1 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 220, 138 y 60 kV, del Área Norte del sistema eléctrico de REP.

Los Procedimientos de Maniobra estandarizados son:

Línea de Transmisión L-2249: Línea 220 kV que enlaza la SE. TALARA y la SE. ZORRITOS; su desconexión indispone el transformador T33-261 de la SE. Zorritos, aislando la barra de 66 kV del SEIN y prevé que la CT. TUMBES esté en servicio para atender el suministro del área de influencia de esta subestación, y que el reactor de 20 MVAR de la SE. TALARA esté asociado a la línea para compensar los reactivos que esta línea genera en vació. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P01-REP-AN-L2249 y T33-261, Y Anexo 4.1: Esquema N° E01-REP-AN-L2249 y T33-261.

Línea de Transmisión L-2248: Línea de 220 kV que une la SE. PIURA OESTE y la SE. TALARA, su indisponibilidad prevé que la CT. MALACAS, esté en servicio con la unidad TGN-4 y una unidad de 15 MW, para atender la demanda del subsistema Talara – Zorritos, que queda aislado del SEIN. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P02-REP-AN-L2248 y Anexo 4.1: Esquema N° E02-REP-AN-L2248.

Línea de Transmisión L-2238: Línea de 220 kV que enlaza la SE. CHICLAYO OESTE y la SE. PIURA OESTE. Su desconexión prevé que la CT. MALACAS esté en servicio con la unidad TGN-4 y una unidad de 15 MW, para atender la demanda del subsistema Piura Oeste - Talara – Zorritos, que queda aislado del SEIN, Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P03-REP-AN-L2238 y Anexo 4.1: Esquema N° E03-REP-AN-L2238.

Línea de Transmisión L-2236: Línea de 220kV que une la SE. GUADALUPE y la SE. CHICLAYO OESTE. Su desconexión origina el subsistema Chiclayo Oeste - Piura Oeste – Talara – zorritos, que queda aislado del SEIN y prevé que la unidad TGN-4 de la CT. MALACAS y como mínimo dos grupos de la CH. CARHUAQUERO, estén en servicio, para atender la demanda del referido subsistema. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P04-REP-AN-L2236 y Anexo 4.1: Esquema N° E04-REP-AN-L2236.

Línea de Transmisión L-2234: Línea de 220kV que une la SE. GUADALUPE y la SE. TRUJILLO NORTE. Su indisponibilidad



origina el subsistema Guadalupe - Chiclayo Oeste - Piura Oeste – Talara – zorritos, que queda aislado del SEIN y prevé que la unidad TGN-4 de la CT. MALACAS y que la CH. CARHUAQUERO, estén en servicio, para atender la demanda del referido subsistema. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P05-REP-AN-L2234 y Anexo 4.1: Esquema N° E05-REP-AN-L2234.

Línea de Transmisión L-2232: Línea de 220kV que une la SE. CHIMBOTE 1 y la SE. TRUJILLO NORTE. Su indisponibilidad prevé que la línea L-2233 esté en servicio. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P06-REP-AN-L2232 y Anexo 4.1: Esquema N° E06-REP-AN-L2232.

Línea de Transmisión L-2233: Línea de 220kV que une la SE. CHIMBOTE 1 y la SE. TRUJILLO NORTE. Su indisponibilidad prevé que la línea L-2232 esté en servicio. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P07-REP-AN-L2233 y Anexo 4.1: Esquema N° E07-REP-AN-L2233.

Línea de Transmisión L-2215: Línea de 220kV que une la SE. PARAMONGA NUEVA y la SE. CHIMBOTE 1. Su indisponibilidad aísla el sistema del Área Norte del SEIN y prevé que las Centrales de Generación del Área Norte CT. MALACAS, CH. CARHUAQUERO, CH. GALLITO CIEGO Y LA CH. CAÑÓN DEL PATO, estén en servicio, para atender la demanda de las subestaciones Chimbote 1, Trujillo Norte, Guadalupe, Chiclayo Oeste, Piura Oeste, Talara y Zorritos. Asimismo prevé que SIDERPERU opere la planta con sólo un horno con carga lineal y que las unidades TG1 y TG3 de la CT. Chimbote estén en servicio con mínima carga. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P08-REP-AN-L2215 y Anexo 4.1: Esquema N° E08-REP-AN-L2215.

Subestación ZORRITOS: Barras de 60 kV. La desconexión de la barra de 60 kv, origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Tumbes y Mancora, y prevé que la CT. TUMBES quede en sistema aislado con la demanda del área de influencia la SE. Nueva CT. Tumbes. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P09-REP-AN-SEZORRI y Anexo 4.1: Esquema N° E09-REP-AN-SEZORRI.

Subestación TALARA: Transformador T20-21 220/13.2 kV. La desconexión del transformador origina que la subestación de 13.2/33 kV quede aislada del SEIN y su demanda sea atendida con una unidad de 15 MW de la CT. MALACAS. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P10-REP-AN-SETALAR y Anexo 4.1: Esquema N° E10-REP-AN-SETALAR.



Subestación TALARA: Cambio de Barras de 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P11-REP-AN-SETALAR y Anexo 4.1: Esquema N° E11-REP-AN-SETALAR.

Subestación PIURA OESTE: Transformador T15-261 220/60/10 kV. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T32-261 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P12-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N° E12-REP-AN-SEPIURA.

Subestación PIURA OESTE: Transformador T32-261 220/60/10 kV. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T32-261 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P13-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N° E13-REP-AN-SEPIURA.

Subestación PIURA OESTE: Barra de 60 kV. Su desconexión prevé interrupción del suministro en SE. Chulucanas, SE. Textil Piura y en la SE. La Unión. Origina dos subsistemas aislados del SEIN, cuya demanda será cubierta por la CT. PIURA, CT. PAITA, la CH. POECHOS y la CH. CURUMUY, uno de los transformadores de 220/60/10 kV, queda alimentado la barra de 10 kV y el otro transformador queda indisponible. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P14-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N° E14-REP-AN-SEPIURA.

Subestación PIURA OESTE: Barra de 220 kV. Su desenergización prevé interrupción del suministro en SE. Chulucanas, SE. Textil Piura y en la SE. La Unión y origina tres subsistemas aislados del SEIN, dos en la red de 60 kV cuya demanda será cubierta por la CT. PIURA, CT. PAITA, la CH. POECHOS y la CH. CURUMUY, y el subsistema en 220 kV cuyo suministro será atendido por la CT. MALACAS. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P15-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N° E15-REP-AN-SEPIURA.

Subestación CHICLAYO OESTE: Transformador T14-260 220/60/10/0.38 kV. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T16-260 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P16-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N° E16-REP-AN-SECHICL.



Subestación CHICLAYO OESTE: Transformador T16-260 220/60/10/0.38 kV. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T14-260 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P17-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N° E17-REP-AN-SECHICL.

Subestación CHICLAYO OESTE: Compensador Estático SVC-2. La indisponibilidad este equipo requiere que el flujo de potencia reactiva sea cero MVAR antes de proceder a su desconexión. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P18-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N° E18-REP-AN-SECHICL.

Subestación CHICLAYO OESTE: Cambio de Barras de 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P19-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N° E19-REP-AN-SECHICL.

Subestación CHICLAYO OESTE: Cambio de Barras de 60 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P20-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N° E20-REP-AN-SECHICL.

Subestación GUADALUPE: Transformador T13-261 220/60/10 kV. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T17-261 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P21-REP-AN-SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N° E21-REP-AN-SEGUADA.

Subestación GUADALUPE: Transformador T17-261 220/60/10 kV. Su desconexión prevé que el Transformador T13-261 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P22-REP-AN-SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N° E22-REP-AN-SEGUADA.

Subestación GUADALUPE: Cambio de Barras de 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P23-REP-AN-SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N° E23-REP-AN-SEGUADA.

Subestación GUADALUPE: Barra de 60 kV. Su desconexión prevé interrupción del suministro en SE. Pacasmayo y origina dos subsistemas aislados del SEIN. La demanda SE. Cemento Norte Pacasmayo será atendida por la



CT. CN. PACASMAYO y la demanda del área de influencia de la Subestación Cajamarca, será atendida por la CH. GALLITO CIEGO. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P24-REP-AN-SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N° E24-REP-AN-SEGUADA.

Subestación TRUJILLO NORTE: Autotransformador AT12-211 220/138/10 kV. Su desconexión prevé que el anillo de 138 kV esté cerrado, que el autotransformador AT31-211 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P25-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N° E25-REP-AN-SETRUJI.

Subestación TRUJILLO NORTE: Autotransformador AT31-211 220/138/10 kV. Su desconexión prevé que el compensador estático SVC-1 este fuera de servicio y el anillo de 138 kV esté abierto, asimismo que el autotransformador AT12-211 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P26-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N° E26-REP-AN-SETRUJI.

Subestación TRUJILLO NORTE: Transformador T29-121 138/10 kV. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia atendida por la barra de 10 kV, además prevé que el compensador estático SVC-1 este fuera de servicio y su seccionador de 138 kV SE-4131 esté abierto y que los interruptores IN-4054 e IN-4084 estén cerrados con los mandos deshabilitados como medida de seguridad ante la perdida de los servicios auxiliares. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P27-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N° E27-REP-AN-SETRUJI.

Subestación TRUJILLO NORTE: Compensador Estático SVC-1. La indisponibilidad este equipo requiere que el flujo de potencia reactiva sea cero MVAR antes de proceder a su desconexión, posterior a su puesta fuera de servicio es conveniente cerrar el anillo de 138 kV. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P28-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N° E28-REP-AN-SETRUJI.

Subestación TRUJILLO NORTE: Cambio de Barras de 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P29-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N° E29-REP-AN-SETRUJI.

Subestación CHIMBOTE 1: Autotransformador AT11-211 220/138/13.8 kV. Su desconexión prevé que el



autotransformador AT30-211 y las barras de 220 y 138 kV estén en servicio, obliga a restringir la generación de la CH. CAÑÓN DEL PATO a 160 MW, para evitar sobrecarga en AT30-211. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P30-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N° E30-REP-AN-SECHIMB.

Subestación CHIMBOTE 1: Barra de 13.8 kV. Su indisponibilidad prevé la puesta fuera de servicio de los Banco de Condensadores BC-1 y BC-2 de 20 y 15 MVAR respectivamente. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P31-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N° E31-REP-AN-SECHIMB.

Subestación CHIMBOTE 1: Barra “A” de 220 kV. Su indisponibilidad prevé que la Barra “B” de 220 kV este en servicio, a través de la cual los equipos de 220 kV que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P32-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N° E32-REP-AN-SECHIMB.

Subestación CHIMBOTE 1: Barra “B” de 220 kV. Su desconexión, prevé que la Barra “A” de 220 kV este en servicio, a través de la cual los equipos de 220 kV que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P33-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N° E33-REP-AN-SECHIMB.

Subestación CHIMBOTE 1: Barra “A” de 138 kV. Su desconexión, prevé que la Barra “B” de 138 kV este en servicio, a través de la cual los equipos de 138 kV que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P34-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N° E34-REP-AN-SECHIMB.

Subestación CHIMBOTE 1: Barra “B” de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que la Barra “A” de 138 kV este en servicio, a través de la cual los equipos de 138 kV que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N° P35-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N° E35-REP-AN-SECHIMB.

8.2 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 220, 138 y 60 kV, del Área Centro del sistema eléctrico de REP.




Línea de Transmisión L-2213: Línea 220 kV que enlaza la SE. PARAMONGA NUEVA y la SE. HUACHO; su desconexión, prevé que las líneas L-2253, L-2254, L-2258, L-2259 y L-2224, estén en servicio. Asimismo antes de proceder con la desenergización, se debe regular la generación del área norte y la CT. AGUAYTIA hasta lograr que el flujo en la referida línea sea menor a 50 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P01-REP-AC-L2213 Y Anexo 4.2: Esquema N° E01-REP-AC-L2213.

Línea de Transmisión L-2212: Línea 220 kV que enlaza la SE. HUACHO y la SE. ZAPALLAL; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2253, L-2254, L-2258, L-2259 y L-2224, estén en servicio. Asimismo antes de proceder con la desenergización, se debe regular la generación del área norte y la CT. AGUAYTIA hasta lograr que el flujo en la referida línea sea menor a 50 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P02-REP-AC-L2212 Y Anexo 4.2: Esquema N° E02-REP-AC-L2212.

Línea de Transmisión L-2221: Línea 220 kV que enlaza la SE. ZAPALLAL y la SE. HUAYUCACHI; su indisponibilidad prevé que las líneas que salen de la SE. Campo Armiño y las L-2008, L-2009, L-2015, L-2716 y L-2212, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P03-REP-AC-L2221 Y Anexo 4.2: Esquema N° E03-REP-AC-L2221.

Línea de Transmisión L-2242: Línea 220 kV que enlaza la SE. ZAPALLAL y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2243, esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2242 y L-2243 antes de proceder con la desconexión sea menor a 200 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P04-REP-AC-L2242 Y Anexo 4.2: Esquema N° E04-REP-AC-L2242.

Línea de Transmisión L-2243: Línea 220 kV que enlaza la SE. ZAPALLAL y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2242, esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2242 y L-2243 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 200 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P05-REP-AC-L2243 Y Anexo 4.2: Esquema N° E05-REP-AC-L2243.

Línea de Transmisión L-2244: Línea 220 kV que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2245 y L-2246, estén en servicio y que el flujo total de las líneas L-2244, L-2245 y L-2246 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 360 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P06-REP-AC-L2244 Y Anexo 4.2: Esquema N° E06-REP-AC-L2244.





Línea de Transmisión L-2003: Línea 220 kV que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2004 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2003 y L-2004 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P09-REP-AC-L2003 Y Anexo 4.2: Esquema N° E09-REP-AC-L2003.

Línea de Transmisión L-2004: Línea 220 kV que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2003 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2003 y L-2004 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P10-REP-AC-L2004 Y Anexo 4.2: Esquema N° E10-REP-AC-L2004.

Línea de Transmisión L-2010: Línea 220 kV que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2011 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2010 y L-2011 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P11-REP-AC-L2010 Y Anexo 4.2: Esquema N° E11-REP-AC-L2010.

Línea de Transmisión L-2011: Línea 220 kV que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2010 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2010 y L-2011 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P12-REP-AC-L2011 Y Anexo 4.2: Esquema N° E12-REP-AC-L2011.



Línea de Transmisión L-2205: Línea 220 kV que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas que salen de la SE. CAMPO ARMIÑO y las L-2008, L-2009, L-2015, L-2716 y L-2226, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. SAN JUAN no sea mayor de 214 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P13-REP-AC-L2205 Y Anexo 4.2: Esquema N° E13-REP-AC-L2205.

Línea de Transmisión L-2206: Línea 220 kV que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas que salen de la SE. Campo Armiño y las L-2008, L-2009, L-2015, L-2716 y L-2226, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. SAN JUAN no sea mayor de 214 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P14-REP-AC-L2206 Y Anexo 4.2: Esquema N° E14-REP-AC-L2206.

Línea de Transmisión L-2090: Línea 220 kV que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. CANTERA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2207 y L-2208, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P15-REP-AC-L2090 Y Anexo 4.2: Esquema N° E15-REP-AC-L2090.

Línea de Transmisión L-2207: Línea 220 kV que enlaza la SE. CANTERA y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2208 y L-2090, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P16-REP-AC-L2207 Y Anexo 4.2: Esquema N° E16-REP-AC-L2207.

Línea de Transmisión L-2208: Línea 220 kV que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2207 y L-2090, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P17-REP-AC-L2208 Y Anexo 4.2: Esquema N° E17-REP-AC-L2208.

Línea de Transmisión L-2203: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2204 y L-2231, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. INDEPENDENCIA no sea mayor de 225 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P18-REP-AC-L2203 Y Anexo 4.2: Esquema N° E18-REP-AC-L2203.

Línea de Transmisión L-2231: Línea 220 kV que enlaza la SE. HUANCAVELICA y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2203 y L-2204, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. INDEPENDENCIA no sea mayor de 225 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P19-REP-AC-L2231 Y Anexo 4.2: Esquema N° E19-REP-AC-L2231.



Línea de Transmisión L-2209/L-2211: Línea 220 kV que enlaza la SE. INDEPENDENCIA, SE. ICA y la SE. MARCONA; su indisponibilidad origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Ica y SE. Marcona y prevé que la CT. SAN NICOLÁS estén en servicio para atender la demanda del cliente SHOUGANG. Luego de aislar del SEIN el subsistema en la SE. San Nicolás, se desconecta la línea L-2209 en la SE. Independencia. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P20-REP-AC-L2209/L2211 Y Anexo 4.2: Esquema N° E20-REP-AC-L2209/L2211.

Línea de Transmisión L-6627: Línea 60 kV que enlaza la SE. MARCONA y la SE. SAN NICOLÁS; su indisponibilidad prevé que la línea L-6628 esté en servicio y limitar el consumo del cliente SHOUGANG a 38 MW, para evitar sobrecarga en la línea L-6628. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P21-REP-AC-L6627 Y Anexo 4.2: Esquema N° E21-REP-AC-L6627.

Línea de Transmisión L-6628: Línea 60 kV que enlaza la SE. MARCONA y la SE. SAN NICOLÁS; su indisponibilidad prevé que la línea L-6627 esté en servicio y limitar el consumo del cliente SHOUGANG a 38 MW, para evitar sobrecarga en la línea L-6627. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P22-REP-AC-L6628 Y Anexo 4.2: Esquema N° E22-REP-AC-L6628.

Línea de Transmisión L-2201: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2202, L-2205, L-2206 y L-2226, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P23-REP-AC-L2201 Y Anexo 4.2: Esquema N° E23-REP-AC-L2201.

Línea de Transmisión L-2202: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2201, L-2205, L-2206 y L-2226, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P24-REP-AC-L2202 Y Anexo 4.2: Esquema N° E24-REP-AC-L2202.

Línea de Transmisión L-2204: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. HUANCAVELICA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2203 y L-2231, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P25-REP-AC-L2204 Y Anexo 4.2: Esquema N° E25-REP-AC-L2204.

Línea de Transmisión L-2218: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. PACHACHACA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2219 y L-2226, estén



en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P26-REP-AC-L2218 Y Anexo 4.2: Esquema N° E26-REP-AC-L2218.

Línea de Transmisión L-2219: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. PACHACHACA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2218 y L-2226, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P27-REP-AC-L2219 Y Anexo 4.2: Esquema N° E27-REP-AC-L2219.

Línea de Transmisión L-2220: Línea 220 kV que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. HUAYUCACHI; su indisponibilidad prevé que la línea L-2221 esté en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P28-REP-AC-L2220 Y Anexo 4.2: Esquema N° E28-REP-AC-L2220.

Línea de Transmisión L-2222: Línea 220 kV que enlaza la SE. PACHACHACA y la SE. PURUNHUASI; su indisponibilidad prevé que la línea L-2223 esté en servicio, que el flujo total en las líneas L-2222 y L-2223 antes de iniciar el proceso de desconexión, no sea mayor a 240 MW y que el anillo de 220 kV de la SE. PACHACHACA, esté cerrado. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P29-REP-AC-L2222 Y Anexo 4.2: Esquema N° E29-REP-AC-L2222.

Línea de Transmisión L-2223: Línea 220 kV que enlaza la SE. PACHACHACA y la SE. PURUNHUASI; su indisponibilidad prevé que la línea L-2222 esté en servicio, que el flujo total en las líneas L-2222 y L-2223 antes de iniciar el proceso de desconexión, no sea mayor a 240 MW y que el anillo de 220 kV de la SE. PACHACHACA, esté cerrado. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P30-REP-AC-L2223 Y Anexo 4.2: Esquema N° E30-REP-AC-L2223.

Línea de Transmisión L-2226: Línea 220 kV que enlaza la SE. PACHACHACA y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2222 y L-2223 estén en servicio, que el anillo de 220 kV de la SE. Pachachaca esté cerrado y que el flujo total por las líneas L-2222, L-2223 y L-2226 saliendo de la SE. PACHACHACA sea menor a 450 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P31-REP-AC-L2226 Y Anexo 4.2: Esquema N° E31-REP-AC-L2226.

Línea de Transmisión L-1120: Línea 138 kV que enlaza la SE. PARAGSHA II y la SE. HUANUCO; su indisponibilidad prevé que la línea L-1121 y los autotransformadores de la SE. Paragsha II y SE. Tingo Maria estén en servicio, que el nivel de tensión en las barras extremas no sea menor a 124 kV, asimismo el flujo en la referida línea, antes de iniciar el proceso de desconexión sea menor a 30 MW y sus reactivos



sea el más cercano a cero MVAR. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P32-REP-AC-L1120 Y Anexo 4.2: Esquema N° E32-REP-AC-L1120.

Línea de Transmisión L-1121: Línea 138 kV que enlaza la SE. HUANUCO y la SE. TINGO MARIA; su indisponibilidad prevé que la línea L-1120 y los autotransformadores de la SE. Paragsha II y SE. Tingo Maria estén en servicio, que el nivel de tensión en la barra de la SE. Tingo Maria sea menor a 132 kV, asimismo el flujo en la referida línea, antes de iniciar el proceso de desconexión sea menor a 30 MW y sus reactivos sea el más cercano a cero MVAR. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P33-REP-AC-L1121 Y Anexo 4.2: Esquema N° E33-REP-AC-L1121.

Línea de Transmisión L-1122: Línea 138 kV que enlaza la SE. TINGO MARIA y la SE. AUCAYACU; su indisponibilidad prevé que las líneas L-1120 y L-1121 estén en servicio y que el nivel de tensión en la barra de la SE. Tingo Maria sea menor a 134 kV, asimismo origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Aucayacu y SE. Tocache. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P34-REP-AC-L1122 Y Anexo 4.2: Esquema N° E34-REP-AC-L1122.

Línea de Transmisión L-1124 Y T35-121: Línea 138 kV que enlaza la SE. AUCAYACU y la SE. TOCACHE; su indisponibilidad origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Tocache. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P35-REP-AC-L1124 y T35-121 Y Anexo 4.2: Esquema N° E35-REP-AC-L1124 y T35-121.

Subestación PARAMONGA NUEVA: Autotransformador AT10-216 220/132/66 kV. Su desconexión aísla la CH. CAHUA del SEIN y limita su generación a la demanda de la barra de 13.8 kV de la SE. Paramonga Existente. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P36-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E36-REP-AC-SEPARAM.

Subestación PARAMONGA NUEVA: Transformador T18-261 220/66 kV. Su indisponibilidad prevé que el autotransformador AT10-216 esté en servicio y se originará interrupción momentánea del suministro en la red de 66 kV al momento de su desconexión y/o reconexión. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P37-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E37-REP-AC-SEPARAM.

Subestación PARAMONGA NUEVA: Barra de 66 kV. Su indisponibilidad originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Nueve de Octubre y SE. Supe. Ver



Anexo 3.2: Procedimiento N° P38-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E38-REP-AC-SEPARAM.

Subestación PARAMONGA NUEVA: Barra de 220 kV. La indisponibilidad de la barra de 220 kV, prevé que las líneas de 220 kV de ISA PERÚ L-2253, L2254, L-2258, L-2259 y L-2224, estén en servicio y originará dos subsistemas aislados del SEIN, el sistema de 220 kV del ÁREA NORTE y el subsistema de 138 kV de la CH. CAHUA, asimismo el suministro del área de influencia de la SE. Nueve de Octubre y SE. Supe quedará interrumpido. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P39-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E39-REP-AC-SEPARAM.

Subestación HUACHO: Transformador T34-261 220/66/10 kV. Su indisponibilidad prevé que la línea L-6694 esté en servicio y transferir la carga de la SE. Hualmay a la SE. Paramonga Nueva, y requiere que el flujo en la línea L-2213 sea menor a 60 MW, asimismo se originará interrupción del suministro en la SE. Andahuasi. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P40-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E40-REP-AC-SEPARAM.

Subestación HUACHO: Barra de 220 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-2253, L2254, L-2258, L-2259 y L-2224 estén en servicio y que el flujo en la línea L2213 sea menor a 50 MW, asimismo requiere que la línea L-6694 esté en servicio y transferir la carga de la SE. Hualmay a la SE. Paramonga Nueva. Además prevé que durante el periodo de indisponibilidad de esta barra, se limite la generación del ÁREA NORTE, o de la CT. AGUAYTIA o de la CH. YUNCAN y YAUPI a la capacidad de las líneas L-2258, L-2259 y L-2224, además se originará interrupción del suministro en la SE. Andahuasi. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P41-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E41-REP-AC-SEPARAM.

Subestación HUACHO: Barra de 66 kV. Su desconexión prevé que la línea L-6694 esté en servicio y transferir la carga de la SE. Hualmay a la SE. Paramonga Nueva y además originaré interrupción del suministro en la SE. Andahuasi. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P42-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N° E42-REP-AC-SEPARAM.

Subestación ZAPALLAL: Barra de 220 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-2253, L2254, L-2258, L-2259 y L-2224 estén en servicio y que el flujo en la línea L2213 sea menor a 50 MW. Además quiere que durante el periodo de indisponibilidad de esta barra, se limite la generación del



ÁREA NORTE, o de la CT. AGUAYTIA o de la CH. YUNCAN y YAUPI a la capacidad de las líneas L-2258, L-2259 y L-2224. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P43-REP-AC-SEZAPAL Y Anexo 4.2: Esquema N° E43-REP-AC-SEZAPAL.

Subestación VENTANILLA: Cambio de Barra 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P44-REP-AC-SEVENTA y Anexo 4.2: Esquema N° E44-REP-AC-SEVENTA.

Subestación CHAVARRIA: Cambio de Barra 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P45-REP-AC-SECHAVA y Anexo 4.2: Esquema N° E45-REP-AC-SECHAVA.

Subestación SANTA ROSA: Cambio de Barra 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P46-REP-AC-SESANRO y Anexo 4.2: Esquema N° E46-REP-AC-SESANRO.

Subestación SAN JUAN: Transformador T1-261 210/62.3/10.3 kV. Su indisponibilidad prevé que la barra de 10 kV y los bancos de capacitores BC-3 y BC-8, estén fuera de servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P47-REP-AC-SESANJU Y Anexo 4.2: Esquema N° E47-REP-AC-SESANJU.

Subestación SAN JUAN: Cambio de Barra 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P48-REP-AC-SESANJU y Anexo 4.2: Esquema N° E48-REP-AC-SESANJU.

Subestación SAN JUAN: Barra de 60 kV. Su desconexión prevé que los bancos de capacitores BC-9, BC-10 y BC-11, estén fuera de servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P49-REP-AC-SESANJU y Anexo 4.2: Esquema N° E49-REP-AC-SESANJU.

Subestación INDEPENDENCIA: Transformador T3-261 210/62.3/10.3 kV. Su indisponibilidad prevé que el transformador T4-261, esté en servicio y que la carga que asuma, no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P50-REP-AC-SEINDEP Y Anexo 4.2: Esquema N° E50-REP-AC-SEINDEP.



Subestación INDEPENDENCIA: Transformador T4-261 210/62.3/10.3 kV. Su indisponibilidad prevé que el transformador T3-261, esté en servicio y que la carga que asuma, no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P51-REP-AC-SEINDEP Y Anexo 4.2: Esquema N° E51-REP-AC-SEINDEP.

Subestación INDEPENDENCIA: Compensador Asíncrono. Su indisponibilidad prevé que su potencia reactiva sea cero MVAR ante de iniciar el proceso de desconexión. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P52-REP-AC-SEINDEP Y Anexo 4.2: Esquema N° E52-REP-AC-SEINDEP.

Subestación INDEPENDENCIA: Barra de 60 kV. Su desconexión prevé interrupción del suministro en el área de influencia de la ciudad de Chincha, Pisco y Paracas. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P53-REP-AC-SEINDEP y Anexo 4.2: Esquema N° E53-REP-AC-SEINDEP.

Subestación INDEPENDENCIA: Cambio de Barra 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P54-REP-AC-SEINDEP y Anexo 4.2: Esquema N° E54-REP-AC-SEINDEP.

Subestación ICA: Transformador T5-261 210/62.3/10.3 kV. Su indisponibilidad originara interrupción del suministro en el área de influencia de las subestaciones de Ica Norte, Tacama Y Santa Margarita. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P55-REP-AC-SEICA Y Anexo 4.2: Esquema N° E55-REP-AC-SEICA.

Subestación MARCONA: Transformador T6-261 210/62.3/10.3 kV. Su indisponibilidad originará interrupción del suministro en el área de influencia de las subestaciones de Nazca, Palpa y Bella Unión; Prevé que la CT. SAN NICOLÁS esté en servicio para atender la demanda del Cliente SHOUGANG en sistema aislado del SEIN. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P56-REP-AC-SEMARCO Y Anexo 4.2: Esquema N° E56-REP-AC-SEMARCO.

Subestación MARCONA: Cambio de Barra 60 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P57-REP-AC-SEMARCO y Anexo 4.2: Esquema N° E57-REP-AC-SEMARCO.

Subestación SAN NICOLÁS: Barra de 60 kV. Se consideran tres casos en función al requerimiento inicial que



se tenga al momento de desenergizar el sector de Barra “A”, el sector de Barra “A/B” y el sector de Barra “C”, y prevé además limitar la carga en barras de 13.8 kV a 35 MW cuando se programe desenergizar el sector de Barra “A/B” para evitar sobrecarga en el transformador T23-61 y limitar a 38 MW cuando se desconecte el sector de Barra “C” para evitar sobrecarga en la línea L-6628. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P58-REP-AC-SESANIC y Anexo 4.2: Esquema N° E58-REP-AC-SESANIC.

Subestación SAN NICOLÁS: Transformador T21-61 60/13.8 kV. Su desconexión prevé que los transformadores T22-61 y T23-61 estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P59-REP-AC-SESANIC y Anexo 4.2: Esquema N° E59-REP-AC-SESANIC.



Subestación HUANCAVELICA: Transformador T9-261 225/62.3/10.3 kV. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de las subestaciones Caudalosa, Ingenio y Huancavelica. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P62-REP-AC-SEHUANC y Anexo 4.2: Esquema N° E62-REP-AC-SEHUANC.

Subestación HUANCAVELICA: Barra “A” 220 kV. Se considera como Barra “A” en la SE. Huancavelica el sector de línea (L-2204/L-2231), comprendido entre los interruptores IN-2152 e IN-2154, su desconexión prevé que la línea L-2203 esté en servicio y que al inicio del proceso de desconexión de las líneas L-2231 y L-2204, la tensión en barra de la SE. Independencia no sea menor a 225 kV. asimismo antes de conectar las referidas líneas, la tensión en barras de Independencia no debe ser mayor a 220 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P63-REP-AC-SEHUANC y Anexo 4.2: Esquema N° E63-REP-AC-SEHUANC.

Subestación POMACOCHA: Barra “A” 220 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-2202, L-2206 y L-2226



estén en servicio y que el acoplamiento de barras esté abierto, asimismo se considera que antes de iniciar el proceso de desconexión y/o conexión de las líneas L-2201 y L-2205, se requiere que el nivel de tensión en barras de la SE. San Juan no sea mayor a 214 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P64-REP-AC-SEPOMAC y Anexo 4.2: Esquema N° E64-REP-AC-SEPOMAC.

Subestación POMACOCHA: Barra “B” 220 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-2201, L-2205 y L-2226 estén en servicio y que el acoplamiento de barras esté abierto, asimismo se considera que antes de iniciar el proceso de desconexión y/o conexión de las líneas L-2202 y L-2206, se requiere que el nivel de tensión en barras de la SE. San Juan no sea mayor a 214 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P65-REP-AC-SEPOMAC y Anexo 4.2: Esquema N° E65-REP-AC-SEPOMAC.

Subestación HUAYUCACHI: Transformador T8-261 225/62.3/10.3 kV. Su desconexión prevé que el transformador T19-261 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Procedimiento N° P66-REP-AC-SEHUAYU y Anexo 4.2: Esquema N° E66-REP-AC-SEHUAYU.

Subestación HUAYUCACHI: Transformador T19-261 225/62.3/10.3 kV. Su desconexión prevé que el transformador T8-261 esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Procedimiento N° P67-REP-AC-SEHUAYU y Anexo 4.2: Esquema N° E67-REP-AC-SEHUAYU.

Subestación HUAYUCACHI: Barra de 220 kV. Su indisponibilidad prevé que L-2201, L-2202, L2203, L-2204, L-2205, L-2206, L-2716, L-2008, L-2009, L-2015, L-2218 Y L-2219, estén en servicio, el transformador T8-261 esté en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. Zapallal sea mayor a 214 kV. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P68-REP-AC-SEHUAYU y Anexo 4.2: Esquema N° E68-REP-AC-SEHUAYU.

Subestación HUAYUCACHI: Barra de 60 kV. Su indisponibilidad prevé que uno de los transformadores T8-261 y T19-261, quede en servicio con la carga de la barra de 10 kV y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Salesianos. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P69-REP-AC-SEHUAYU y Anexo 4.2: Esquema N° E69-REP-AC-SEHUAYU.



Subestación PURUNHUASI: Cambio de Barra 220 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P70-REP-AC-SEPURUN y Anexo 4.2: Esquema N° E70-REP-AC-SEPURUN.

Subestación PARAGSHA II: Barra de 138 kV. Su indisponibilidad prevé reducir la carga a cero MW en la subestación Paragsha I y Excélsior para evitar sobrecarga en el autotransformador de 220/50 kV de Oroya Nueva y que el perfil de tensión en barras de las subestaciones Paragsha I y Excélsior no sea inferior al mínimo establecido en la Norma Técnica de calidad de los servicios eléctricos. Asimismo se considera que las líneas de 138 y 50 kV L-1702, L-1705, L-6501, L-6502, L-6514/L-6516, L-6515/L-6517, L-6520, los bancos de condensadores de Pachachaca y Oroya Nueva estén en servicio, que la CH. Malpaso esté con su máxima generación, que las líneas de L-2224, L-2254, L-2258, L-2259 y los transformadores 220/138 kV de Tingo Maria, 138/50 kV de Carhuamayo, estén en servicio; se requiere además regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales de área norte para desconectar la línea L-1120 con un flujo menor a 30 MW, con un nivel de tensión en barras de Tingo Maria no mayor a 134 kV. Originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Uchucchacua. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P71-REP-AC-SEPARAG y Anexo 4.2: Esquema N° E71-REP-AC-SEPARAG.

Subestación HUANUCO: Transformador T26-11 138/10 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-1120 y L-1121 estén en servicio y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la subestación Huanuco. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P72-REP-AC-SEHUANU y Anexo 4.2: Esquema N° E72-REP-AC-SEHUANU.

Subestación HUANUCO: Barra de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-1120, L-1121 y los transformadores de 220/138 kV de Paragsha II y Tingo Maria, estén en servicio. Antes de desconectar la línea L-1120, se debe regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales del área norte hasta logra que el flujo en la mencionada línea sea menor a 30 MW y verificar que el perfil de tensión en barras de Tingo Maria no sea mayor a 132 kV y en barras de Paragsha II no sea menor a 125 kV, asimismo se originará interrupción del suministro en el área de influencia de subestación Huanuco. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P73-REP-AC-SEHUANU y Anexo 4.2: Esquema N° E73-REP-AC-SEHUANU.



Subestación TINGO MARIA: Transformador T27-11 138/10.5 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-1120 y L-1121 estén en servicio y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la subestación Tingo Maria. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P74-REP-AC-SETINGO y Anexo 4.2: Esquema N° E74-REP-AC-SETINGO.

Subestación TINGO MARIA: Barra de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-1120, L-1121 y los transformadores de 220/138 kV de Paragsha II y Tingo Maria, estén en servicio. Antes de desconectar la línea L-1121, se debe regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales del área norte hasta logra que el flujo en la mencionada línea sea menor a 30 MW y verificar que el perfil de tensión en barras de Paragsha II no sea menor a 132 kV, asimismo se originará interrupción del suministro en el área de influencia de subestación Tingo Maria, Aucayacu y Tocache. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P75-REP-AC-SETINGO y Anexo 4.2: Esquema N° E75-REP-AC-SETINGO.

Subestación AUCAYACU: Transformador T28-162 138/60/22.9 kV. Su desconexión prevé que las líneas L-1122 y L-1124 estén en servicio y originará interrupción del suministro en el área de influencia de la subestación Aucayacu. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N° P76-REP-AC-SEAUCAY y Anexo 4.2: Esquema N° E76-REP-AC-SEAUCAY.

8.3 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 138 y 60 KV, del Área Sur del sistema eléctrico de REP.


Línea de Transmisión L-1023: Línea 138 kV que enlaza la SE. SOCABAYA y la SE. CERRO VERDE; su desconexión prevé que la línea L-1024 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-1023 y L-1024 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 65 MW, requiere además que el nivel de tensión en barras de la SE. Cerro Verde sea de 138 kV. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P01-REP-AS-L1023 Y Anexo 4.3: Esquema N° E01-REP-AS-L1023.

Línea de Transmisión L-1024: Línea 138 kV que enlaza la SE. SOCABAYA y la SE. CERRO VERDE; su desconexión prevé



que la línea L-1023 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-1023 y L-1024 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 65 MW, requiere además que el nivel de tensión en barras de la SE. Cerro Verde sea de 138 kV. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P02-REP-AS-L1024 Y Anexo 4.3: Esquema N° E02-REP-AS-L1024.

Línea de Transmisión L-1028: Línea 138 kV que enlaza la SE. CERRO VERDE y la SE. SMCV; su desconexión prevé que el grupo diesel de la Mina Cerro Verde esté en servicio para atender la demanda del complejo minero en sistema aislado del SEIN. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P03-REP-AS-L1028 Y Anexo 4.3: Esquema N° E03-REP-AS-L1028.

Línea de Transmisión L-1029: Línea 138 kV que enlaza la SE. CERRO VERDE y la SE. REPARTICIÓN; su desconexión prevé que la línea L-1030 y el grupo térmico TGM2 de la CT. Mollendo, esté en servicio para atender la demanda de la SE. Repartición y SE. Mollendo en sistema aislado del SEIN. Es recomendable desconectar la línea L-1029 con un flujo de cero MW y cero MVAR, que se logra con la regulación de generación del grupo térmico de la CT. Mollendo. Asimismo en el proceso de conexión de la referida línea, el sincronismo se debe efectuar en la SE. Repartición. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P04-REP-AS-L1029 Y Anexo 4.3: Esquema N° E04-REP-AS-L1029.

Línea de Transmisión L-1030: Línea 138 kV que enlaza la SE. REPARTICIÓN y la SE. MOLLENDO; su desconexión prevé que un grupo térmico MIRLESS de la CT. Mollendo, esté en servicio para atender la demanda de la SE. Mollendo en sistema aislado del SEIN. Es recomendable desconectar la línea L-1030 con un flujo de cero MW y cero MVAR, que se logra con la regulación de generación de los grupos térmicos de la CT. Mollendo. Asimismo para el proceso de reconexión de la referida línea, se deben sustituir el grupo MERLISS por la unidad TGM2 y el sincronismo del subsistema aislado se debe efectuar a través de la línea L-1030 en la SE. Repartición. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P05-REP-AS-L1030 Y Anexo 4.3: Esquema N° E05-REP-AS-L1030.

Línea de Transmisión L-1025: Línea 138 kV que enlaza la SE. MOQUEGUA y la SE. TOQUEPALA; su desconexión prevé que las líneas L-1026, L-1384, L-1385, L-1386 y L-1388, estén en servicio y que el flujo total en las líneas L-1025 y L-1384, sea menor a 90 MW. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P06-REP-AS-L1025 Y Anexo 4.3: Esquema N° E06-REP-AS-L1025.



Línea de Transmisión L-1026: Línea 138 kV que enlaza la SE. TOQUEPALA y la SE. ARICOTA II; su desconexión prevé que las líneas L-1025, L-1388 Y L-2029, estén en servicio; asimismo considera que la CH. Aricota I y CH. Aricota II, limite su generación a 20 MW para evitar sobrecarga en la línea L-6620, además prevé que el nivel de tensión en barras de la SE. Aricota II, no sea menor a 63 kV. Es recomendable desconectar la línea L-1026 con un flujo de 20 MW, que se logra con la regulación de generación de las Centrales de EGESUR. Asimismo en el proceso de reconexión, el cierre de la referida línea se debe efectuar en la SE. Toquepala. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P07-REP-AS-L1026 Y Anexo 4.3: Esquema N° E07-REP-AS-L1026.

Línea de Transmisión L-1021: Línea 138 kV que enlaza la SE. SANTUARIO y la SE. SOCABAYA; su desconexión prevé que la línea L-1022 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-1021 y L-1022 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 120 MW. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P08-REP-AS-L1021 Y Anexo 4.3: Esquema N° E08-REP-AS-L1021.

Línea de Transmisión L-1022: Línea 138 kV que enlaza la SE. SANTUARIO y la SE. SOCABAYA; su desconexión prevé que la línea L-1021 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-1021 y L-1022 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 120 MW. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P09-REP-AS-L1022 Y Anexo 4.3: Esquema N° E09-REP-AS-L1022.

Línea de Transmisión L-1020: Línea 138 kV que enlaza la SE. SANTUARIO y la SE. CALLALLI; su desconexión prevé que las líneas L-2030, L-1008, L-1021, L-1022 y el SVC-4 de Tintaya, estén en servicio y que el nivel de tensión en la SE. Callalli sea menor a 138 kV, luego de la desconexión de la línea, la CH. San Gabán II debe limitar su generación a fin de mantener un flujo en la línea L-1011 menor a 70 MW. Es recomendable desconectar la línea L-1020 cuando la suma de los flujos de la L-1020 en la SE. Callalli y la L-1011 en la SE. Azangaro sea menor a 60 MW, que se logra con la regulación de generación de la Central de Machupicchu y San Gabán II. Asimismo en el proceso de reconexión, el cierre de la referida línea se debe efectuar en la SE. Santuario. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P10-REP-AS-L1020 Y Anexo 4.3: Esquema N° E10-REP-AS-L1020.

Línea de Transmisión L-1008: Línea 138 kV que enlaza la SE. TINTAYA y la SE. CALLALLI; su desconexión prevé que las



líneas L-2030, L-1020, L-1005, L-1006, L-1011, L-1012, el SVC-4 de Tintaya y el R-14 de Azangaro, estén en servicio y luego de su desconexión, la CH. San Gabán II debe limitar su generación a fin de mantener un flujo en la línea L-1011 menor a 70 MW. Es recomendable desconectar la línea L-1008 cuando la suma de los flujos de la línea L-1008 en la SE. Tintaya y línea L-1011 en la SE. Azangaro sea menor a 60 MW, que se logra con la regulación de generación de la Central de Machupicchu y San Gabán II. Asimismo en el proceso de reconexión, el cierre de la referida línea se debe efectuar en la SE. Tintaya. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P11-REP-AS-L1008 Y Anexo 4.3: Esquema N° E11-REP-AS-L1008.

Línea de Transmisión L-1006: Línea 138 kV que enlaza la SE. TINTAYA y la SE. AZANGARO; su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Ayaviri, prevé que las líneas L-2030, L-1005, L-1008, L-1020, L-1011, L-1012, SVC-4 de Tintaya, estén en servicio y luego de su desconexión, la CH. San Gabán II debe limitar su generación a fin de mantener un flujo en la línea L-1011 menor a 70 MW. Es recomendable desconectar primero la carga de la SE. Ayaviri y luego limitar la carga de la CH. San Gabán II a la capacidad de la línea L-1011 antes de desconectar la línea L-1006. Asimismo en el proceso de reconexión, el cierre de la referida línea se debe efectuar en la SE. Tintaya. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P12-REP-AS-L1006 Y Anexo 4.3: Esquema N° E12-REP-AS-L1006.

Línea de Transmisión L-1011: Línea 138 kV que enlaza la SE. AZANGARO y la SE. JULIACA; su desconexión prevé que las líneas L-2030, L-1005, L-1008, L-1020 y L-1012, estén en servicio; se prevé además reducir la generación de la CH. San Gabán a la capacidad de la línea L-1006. Asimismo en el proceso de reconexión, el cierre de la referida línea se debe efectuar en la SE. Juliaca. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P13-REP-AS-L1011 Y Anexo 4.3: Esquema N° E13-REP-AS-L1011.

Línea de Transmisión L-1012: Línea 138 kV que enlaza la SE. JULIACA y la SE. PUNO; su desconexión prevé que las líneas L-2030, L-1005, L-1008, L-1020, L-1011 y SVC-4 de Tintaya, estén en servicio; la CH. San Gabán II y la CH. Machupicchu, deben limitar su generación a fin de mantener un flujo en la línea L-1006 sea menor a 70 MW. Asimismo en el proceso de reconexión, el cierre de la referida línea se debe efectuar en la SE. Puno. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N°



P14-REP-AS-L1012 Y Anexo 4.3: Esquema N° E14-REP-AS-L1012.

Línea de Transmisión L-1004: Línea 138 kV que enlaza la SE. QUENCORO y la SE. DOLORESPATA; su desconexión prevé que las líneas L-1001, L-1002, L-1003 Y L-1005, estén en servicio. Es recomendable efectuar el cierre de la línea L-1004 en la SE. Dolorespata. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P15-REP-AS-L1004 Y Anexo 4.3: Esquema N° E15-REP-AS-L1004.

Línea de Transmisión L-1005: Línea 138 kV que enlaza la SE. QUENCORO y la SE. TINTAYA; su desconexión aísla del SEIN el subsistema CH. Machupicchu, SE. Cachimayo, SE. Quencoro y SE. Dolorespata. Se origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Combapata, prevé además que las líneas L-1001, L-1002, L-1003, L-1004 y el SVC-4 de Tintaya, estén en servicio. Es recomendable desconectar primero la carga de la SE. Combapata y luego proseguir con la desconexión de la línea L-1005 con un flujo de cero MW y cero MVAR, que se logra con la regulación de generación de la Central Machupicchu. Asimismo en el proceso de reconexión, el sincronismo del subsistema aislado de debe efectuar a través de la línea L-1005 en la barra de 138 kV de la SE. Quencoro. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P16-REP-AS-L1005 Y Anexo 4.3: Esquema N° E16-REP-AS-L1005.

Línea de Transmisión L-1007: Línea 138 kV que enlaza la SE. QUENCORO y la SE. ABANCAY; su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Abancay. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P17-REP-AS-L1007 Y Anexo 4.3: Esquema N° E17-REP-AS-L1007.

Subestación SOCABAYA: Transformador T40-13 138/33.5 kV. Su desconexión prevé que la línea L-1126 SANTUARIO – CHILINA y el transformador T41-13 esté en servicio y que el flujo total de los transformadores T40-13 y T41-13, sea menor a 60 MVA. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P18-REP-AS-SESOCAB y Anexo 4.3: Esquema N° E18-REP-AS-SESOCAB.

Subestación SOCABAYA: Transformador T41-13 138/33.5 kV. Su desconexión prevé que la línea L-1126 SANTUARIO – CHILINA y el transformador T40-13 esté en servicio y que el flujo total de los transformadores T40-13 y T41-13, sea menor a 60 MVA. Ver Anexo 3.3: Procedimiento



N° P19-REP-AS-SESOCAB y Anexo 4.3 Esquema N° E19-REP-AS-SESOCAB.

Subestación SOCABAYA: Cambio de Barras de 138 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P20-REP-AS-SESOCAB y Anexo 4.3: Esquema N° E20-REP-A2-SESOCAB.

Subestación CERRO VERDE: Cambio de Barras de 138 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P21-REP-AS-SECERVE y Anexo 4.3: Esquema N° E21-REP-AS-SECERVE.

Subestación REPARTICIÓN: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. El Alto y en la SE. Repartición; prevé además que la CT. Mollendo esté en servicio con una unidad MiRLESS, para atender la demanda de la SE. Mollendo que queda aislada del SEIN. Es recomendable desconectar primero la línea L-1030 tomando en consideración las condiciones previas y luego proceder con las maniobras de liberación de la referida barra. Asimismo para la reposición de la barra, es recomendable sustituir el grupo MIRLESS por la unidad TGM2 y efectuar el sincronismo del sistema aislado a través de la línea L-1030 en la barra de 138 kV de la SE. Repartición. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P22-REP-AS-SEREPAR y Anexo 4.3: Esquema N° E22-REP-AS-SEREPAR.

Subestación MOLLENDO: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad origina interrupción del suministro en el área de influencia de la referida subestación. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P23-REP-AS-SEMOLLE y Anexo 4.3: Esquema N° E23-REP-AS-SEMOLLE.

Subestación TOQUEPALA: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-2029, L-1384, L-1385, L-1386, la CH. Aricota I, Aricota II y la CT. Calana estén en servicio y que la tensión en barra de la SE. MILL SITE sea mayor a 138 kV. Es recomendable desconectar primero la línea L-1026 teniendo en cuenta las condiciones previas del caso y luego se procede con la liberación de la barra en referencia. Asimismo en el proceso de normalización la línea L-1026 debe conectarse al final y el cierre debe efectuarse en la SE. Toquepala. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P24-REP-AS-SETOQUE y Anexo 4.3: Esquema N° E24-REP-AS-SETOQUE.



Subestación SANTUARIO: Cambio de Barras de 138 kV. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra “A” o la Barra “B”. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P25-REP-AS-SESANTU y Anexo 4.3: Esquema N° E25-REP-AS-SESANTU.

Subestación CALLALLI: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-2030, L-1005, L-1006, L-1011, L-1012, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II, las Centrales del complejo minero ARES y la Central de Huancarama, estén en servicio; se origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Callalli y cuatro subsistemas aislados del SEIN. Es recomendable desconectar primero la línea L-1008 tomando en consideración las condiciones previas del caso y luego proceder con el aislamiento de los subsistemas HUANCARAMA, ARCATA, ARES Y CAYLLOMA, y finalmente con la liberación de la barra en referencia. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Santuario, cerrar la línea L-1008 en la SE. Tintaya y normalizar el complejo minero ARES y HUANCARAMA. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P26-REP-AS-SECALLA y Anexo 4.3: Esquema N° E26-REP-AS-SECALLA.

Subestación TINTAYA: Transformador T43-11 132/10.5 kV. Su desconexión prevé origina interrupción del suministro en el área de influencia de YAURI. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P27-REP-AS-SETINTA y Anexo 4.3 Esquema N° E27-REP-AS-SETINTA.

Subestación TINTAYA: Transformador T44-11 138/10 Kv y Compensador Estático SVC-4. Su desconexión prevé que la CH. Machupicchu y la CH. San Gabán II, estén en servicio para regular la potencia reactiva en barras de la SE. Tintaya, hasta lograr que el flujo en el SVC-4 sea cero MVAR. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P28-REP-AS-SETINTA y Anexo 4.3 Esquema N° E28-REP-AS-SETINTA.

Subestación TINTAYA: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-2030, L-1001, L-1002, L-1003, L-1005, L-1006, L-1011, L-1012, L-1020, la CH. Machupicchu y la CH. San Gabán II, estén en servicio; origina además que la CH. Machupicchu, SE. Cachimayo, SE. Quencoro y SE. Dolorespata queden aislados del SEIN. Interrupción del suministro en YAURI y barra de ÓXIDOS. Las líneas L-1005 y L-1006 quedan con tensión de retorna atendiendo la carga de la SE. Combapata y SE. Ayaviri respectivamente. Es recomendable abrir primero el



interruptor de la línea L-1005, limitar la generación de la CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea L-1011 sea menor a 70 MW, abrir el interruptor de la línea L-1006 en la SE. Tintaya, luego proseguir con la liberación de la barra tomando en consideración las condiciones previas para desconectar los transformadores T43-11, T44-11 y T45-11. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Callalli, cerrar el enlace Tintaya – Azangaro, sincronizar el subsistema aislado y normalizar la carga de la SE. Tintaya. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P29-REP-AS-SETINTA y Anexo 4.3: Esquema N° E29-REP-AS-SETINTA.

Subestación AYAVIRI: Transformador T49-121 138/22.9/10 kV. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Ayaviri. Prevé además que la línea L-1006 esté en servicio. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P30-REP-AS-SEAYAVI y Anexo 4.3 Esquema N° E30-REP-AS-SEAYAVI.

Subestación AZANGARO: Transformador T50-162 138/60/22.9 kV. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Azangaro, Sandia y Antahuta. Prevé además que la línea L-1006 y L-1011 esté en servicio, y verificar que los equipos de maniobra de la línea L-0635 estén abiertos en la SE. San Rafael. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P31-REP-AS-SEAZANG y Anexo 4.3 Esquema N° E31-REP-AS-SEAZANG.

Subestación JULIACA: Transformador T51-161 138/60/10 kV. Su desconexión prevé que la CT. Taparachi y las líneas L-1006 y L-1011 estén en servicio, se restringe el suministro en el área de influencia de la SE. Juliaca a la capacidad de generación de la CT. Taparachi, que queda aislada del SEIN, alimentando las cargas más representativas de la SE. Juliaca. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P32-REP-AS-SEJULIA y Anexo 4.3 Esquema N° E32-REP-AS-SEJULIA.

Subestación JULIACA: Transformador T52-61 60/10 kV. Su desconexión prevé que la CT. Taparachi, la línea L-1006 y L-1011 estén en servicio, se origina restricción del suministro en el área de influencia de la SE. Juliaca, requiere que la CT. Taparachi esté con su generación al máximo. Es recomendable verificar que el flujo total en los transformadores T52-61 y T54-61 sea menor a la capacidad del Transformador T54-61 antes de proceder con la desconexión prevista. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P33-REP-AS-SEJULIA y Anexo 4.3 Esquema N° E33-REP-AS-SEJULIA.



Subestación JULIACA: Transformador T54-61 60/10 kV. Su desconexión prevé que la CT. Taparachi, la línea L-1006 y L-1011 estén en servicio, se origina restricción del suministro en el área de influencia de la SE. Juliaca, requiere que la CT. Taparachi esté con su generación al máximo. Es recomendable verificar que el flujo total en los transformadores T52-61 y T54-61 sea menor a la capacidad del transformador T52-61 antes de proceder con la desconexión prevista. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P34-REP-AS-SEJULIA y Anexo 4.3 Esquema N° E34-REP-AS-SEJULIA.

Subestación JULIACA: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-2030, L-1008, L-1005, L-1006, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II Y la CT. Taparachi, estén en servicio; origina interrupción parcial del suministro en el área de influencia de la SE. Juliaca. La CT. Taparachi queda aislada del SEIN, alimentando las cargas más representativas de la SE. Juliaca. Es recomendable limitar la generación de la CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea L-1006 sea menor a 70 MW y luego proseguir con la liberación de la barra de 138 kV, tomando en consideración las condiciones previas para desconectar el transformador T51-161. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Puno, normalizar la carga de la SE. Juliaca y finalmente cerrar la línea L-1011 en la SE. Juliaca. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P35-REP-AS-SEJULIA y Anexo 4.3: Esquema N° E35-REP-AS-SEJULIA.

Subestación PUNO: Transformador T53-162 138/60/22.9 kV. Su desconexión prevé que la CT. Bellavista y las líneas L-2030, L-1011 y L-1012 estén en servicio, se origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Puno, SE. Ilave/Pomata. La CT. Bellavista queda aislada del SEIN, alimentando las cargas de la SE. Bellavista. En el proceso de conexión del referido transformador, se origina interrupción momentánea en el área atendida por la CT. Bellavista. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P36-REP-AS-SEJPUNO y Anexo 4.3 Esquema N° E36-REP-AS-SEPUNO.

Subestación PUNO: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-1020, L-1008, L-1005, L-1006, L-1011, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II Y la CT. Bellavista, estén en servicio; origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Puno, SE. Ilave/Pomata. La CT. Bellavista queda aislada del SEIN, alimentando las cargas de la SE. Bellavista. Es recomendable limitar la generación de la



CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea L-1006 sea menor a 70 MW y luego proseguir con la liberación de la barra de 138 kV, tomando en consideración las condiciones previas para desconectar el transformador T53-162. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Juliaca, normalizar la carga de la SE. Puno y finalmente cerrar el anillo Puno – Cuzco – Arequipa – Moquegua, en la barra de 138 kV de la SE. Puno. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P37-REP-AS-SEPUNO y Anexo 4.3: Esquema N° E37-REP-AS-SEPUNO.

Subestación COMBAPATA: Transformador T46-162 138/60/24 kV. Su desconexión prevé que la línea L-1005 esté en servicio, se origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Combapata. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P38-REP-AS-SECOMBA y Anexo 4.3 Esquema N° E38-REP-AS-SECOMBA.

Subestación QUENCORO: Transformador T47-131 138/34.5/10.5 kV. Su desconexión origina interrupción parcial del suministro del área de influencia atendida por el referido transformador. La carga de la barra de 10.5 kV se transfiere a la SE. Dolorespata. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P39-REP-AS-SEQUENC y Anexo 4.3 Esquema N° E39-REP-AS-SEQUENC.

Subestación QUENCORO: Barras de 138 kV. Su indisponibilidad prevé que las líneas L-1001, L-1002, L-1003, L-1005 y la CH. Machupicchu, estén en servicio. Origina interrupción del suministro en SEDACUSCO y parcial en el área de influencia atendida por los transformadores T47-131, la carga de la barra de 10.5 kV, es transferida a la SE. Dolorespata. El subsistema Machupicchu – Cachimayo – Dolorespata, queda aislada del SEIN. La línea L-1005 queda con tensión de retorno atendiendo la carga de la SE. Combapata. Es recomendable abrir primero la línea L-1002, desconectar la línea L1004, proseguir con la liberación de los transformadores, abrir la línea L-1005, tomando en consideración las condiciones previas establecidas. Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Tintaya, normalizar el suministro de SEDACUSCO sincronizar el subsistema a través de la línea L-1004 en la SE. Machupicchu, cerrar la línea L-1004 en la SE. Dolorespata, normalizar la carga de la SE. Quencoro y finalmente conectar la línea L-1002 en SE. Machupicchu. Ver Anexo 3.3: Procedimiento N° P40-REP-AS-SEQUENC y Anexo 4.3: Esquema N° E40-REP-AS-SEQUENC.

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