Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017 · 2012. 4. 25. · 2012. 4. 25. · san juan ica...
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División Generación y Transmisión25 de Abril de 2012
Audiencia PúblicaExposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos, utilizados
Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017Prepublicación
AREAS DE DEMANDA 1, 2, 3 y 4
-
Brasil
Bolivia
GUADALUPE
TRUJILLO NORTE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
ICA
POMACOCHA
HUANUCO
HUAYUCACHI
LAMBAYEQUE
ANCASH
LIMA
AREQUIPA
AMAZONAS
SAN MARTIN
PASCO
JUNIN
AYACUCHOAPURIMAC
CUSCO
UCAYALI
LORETO
MADRE DE DIOS
PUNO
ZORRITOS
MALACASTALARA
HUARAZ
VERDUN
CAHUA
HUACHO
HUANTA
AYACUCHO
CAMISEA
CUSCO
AZANGARO
IQUITOS
MANTARO
TACNA
Chile
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
AUCAYACU
TOCACHE
BELLAVISTA
TARAPOTO
MOYOBAMBACAJAMARCA
CHACHAPOYAS
LA LIBERTAD
VIZCARRA
HUANCAVELICA
VENTANILLA
COTARUSE
MOQUEGUA
TUMBES
Piura
1
Áreas de Demanda
2
3 5
4
14
6
7
8
9
12
10
13
11
2
-
Procedimiento
3
Información básica del sistema de transmisión
Información básica de la Demanda
Proyección de la demanda de
Energía y Potencia
Costos Estándares de Inversión y Porcentajes
para Determinar el COyM
Plan de Inversiones por Área de Demanda
Factores de Pérdidas por Área de Demanda
Costos de Operación y Mantenimiento
Ingresos Tarifarios (solo para los casos que la Norma lo establece)
CMA, Peajes, Compensaciones y
Fórmulas de Actualización
Resultados de Licitación de Otros Proyectos de
Transmisión
Análisis de Alternativas y Determinación del SER
Proyectos del Plan de Inversiones a Licitarse definidos por el MEM
Costos de Inversión
-
Principales aspectos variados respecto de las propuestas de los titulares (1 de 2)
4
• Se considera la nueva demanda que originará el Plan deElectrificación Rural aprobado por el Ministerio de Energía y Minas(MINEM).
• Se incluyen sólo las nuevas demandas que cuentan con el sustentocorrespondiente.
• Para efectos de determinar el Plan de Inversiones en Transmisión,se ha efectuado la proyección de la demanda de potencia a nivel decada barra de subestación y por sistema eléctrico.
-
Principales aspectos variados respecto de las propuestas de los titulares (2 de 2)
5
• Para el análisis eléctrico se consideran las inversiones que estánprevistas sean realizadas a través de PROINVERSIÓN, Dirección deElectrificación Rural del MINEM o las encargadas a la empresa REP.Sin embargo, éstas no son incluidas en el Plan de Inversiones cuyaresponsabilidad de implementación serán asignadas a los Titularesdel Área de Demanda correspondiente.
• Las sobrecargas en la transformación son resueltas mediante larotación de transformadores, con puntuales adquisiciones de nuevasunidades.
• Se identifican los elementos del SST que pasarán a reserva o sedarán de Baja, en el horizonte del Plan de Inversiones 2013-2017.
-
ÁREA DE DEMANDA 1
6
-
Titulares: Electronoroeste S.A. (ENOSA),Adinelsa, Electroperú S.A. y Red de Energíadel Perú S.A.
7
Presentaron propuesta: sólo ENOSA
Área de Demanda 1: Departamentos deTumbes y Piura.
-
Sistema Actual-Área de Demanda 1
8
-
Proyección de la Demanda de EnergíaÁrea de Demanda 1
9
-
Sistema Eléctrico Piura-Chulucanas
10
-
Sistema Eléctrico Piura-Chulucanas
11
-
Sistema Eléctrico Piura-Chulucanas
12
Sistema: Piura – Chulucanas – Loma Larga Valor Presente (US$)
Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total
MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión Alternativa 1: (Propuesta ENOSA) Implementación de nueva SET denominada Miguel Grau 60/23/10 kV, con dos transformadores: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), LT 60 kV Piura Oeste-Miguel Grau (año 2018) y LT 60 kV Piura Oeste -Chulucanas (año 2015) con una sección de conductor de 240 mm².
- 3 487 897 2 701 764 1 468 392 7 658 053 1 274 345 -186 190 8 746 208
Alternativa 2: Implementación de nueva SET denominada Miguel Grau 60/23/10 kV, con dos transformadores: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), LT 60 kV Piura Oeste-Miguel Grau (año 2018) y LT 60 kV Piura Oeste-Los Ejidos-Chulucanas (año 2015) con una sección de conductor de 240 mm²
- 3 746 303 2 701 764 1 468 392 7 916 459 1 322 077 -420 531 8 818 006
Alternativa 3: Implementación de nueva SET Piura Sur con nuevo transformador 220/60/22,9 kV de 50 MVA (año 2015), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 20 km de la SET Piura Oeste e; implementación de la nueva SET Miguel Grau 60/23/10 kV de 30 MVA, incluyendo las LT´s 60 KV Piura Sur-Miguel Grau y Piura Sur-Chulucanas (ambas para el año 2015)
1 087 839 3 055 078 2 512 856 1 493 906 8 149 679 1 372 620 -453 446 9 068 853
Alternativa 4: Implementación de la nueva SET Piura Sur con nuevo transformador 220/60 kV de 50 MVA (2015), abriendo para ello una de las ternas de la LT 220 kV Chiclayo Oeste-Piura Oeste, ubicada a 9,2 km de la SET Piura Oeste; con 02 transformadores 60/23/10 kV: 1x30 MVA (año 2015) y 1x30 MVA (año 2020), incluyendo la LT 60 kV Piura Sur-Chulucanas (año 2015)
1 033 918 2 875 642 2 433 984 1 394 410 7 737 954 1 285 882 -928 442 8 095 394
-
Sistema Eléctrico Bajo Piura
13
-
Sistema Eléctrico Bajo Piura
14
Sistema: La Unión – Shechura – Bayovar Valor Presente (US$)
Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión
Alternativa 1: Nueva LT 60 kV, 120 mm², 40 Km, desde la SET Bayóvar 138/60/22,9 kV de 2X34 MVA, de propiedad de la empresa minera Vale, a una nueva SET denominada Puerto Rico 60/22,9 kV de 15 MVA, ubicada en la bahía Bayóvar
- 1 419 762 - 957 866 2 377 627 447 465 600 979 3 426 071
Alternativa 2: (Propuesta ENOSA) Implementación de una nueva SET denominada Los Hornillos 138/22,9 kV de 15 MVA; a alimentarse de la SET Bayóvar mediante una LT 138 kV, 240 mm², de 4 Km. Incluye dos ternas en 22,9 kV de 120 mm², hasta la zona del pueblo denominado Puerto Rico ubicado en la bahía Bayóvar.
636 103 53 179 - 2 241 502 2 930 784 869 627 573 165 4 373 577
Alternativa 3: Implementación de la segunda terna 60 kV Bayóvar – Descarga con conductor de 120 mm2 y nuevo transformador en SET Descarga 60/23 kV de 15 MVA. 1 322 713 718 261 2 040 974 380 033 475 516 2 896 523
Alternativa 4: Refuerzo del actual sistema de transmisión 60 kV Piura Oeste-La Unión-Sechura-Constante, mediante el cambio de conductor de 120 mm2 a 240 mm2, referente al tramo faltante entre Piura Oeste y La Unión (año 2015) y la LT La Unión-Sechura-Constante (año 2016), así como el desarrollo de dos ternas 22,9 kV, de 30 Km aproximadamente (1° terna-año 2014, 2° terna-año 2020) desde la SET Constante hasta un patio de llaves en 22,9 kV a ubicarse en la zona del pueblo denominado Puerto Rico.
- 455 108 - 1 748 891 2 203 998 569 864 1 205 271 3 979 134
-
Sistema Eléctrico Tumbes-Máncora
15
-
Sistema Eléctrico Tumbes-Máncora
16
Sistema: Zorritos – Cancas – Máncora Valor Presente (US$)
Nombre Transmisión Transformación Total Inversión OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT
Alternativa 1: La implementación de un alimentador en 22,9 kV, 120 mm², de 20,4 Km aproximadamente, a desarrollarse desde la SET Máncora hasta las proximidades de la carga Hotel Decámeron, siendo para esto necesario implementar en la SET Máncora un nuevo transformador 60/22,9 kV de 15 MVA (año 2016) y las respectivas celdas.
- 72 843 - 784 532 857 375 263 435 717 777 1 838 587
Alternativa 2: La implementación de una nueva SET Cancas de 60/22,9 kV de 15 MVA, ubicada aproximadamente a la mitad de la LT 60 kV Zorritos-Máncora. Con esta nueva SET además de atender la demanda del Hotel Decámeron se asumiría hasta el año 2022 por lo menos el 25% de la demanda de la SET Máncora (carga en cola) y se evitaría con ello, durante el horizonte de análisis, la implementación de mayor capacidad de transformación en esta SET Máncora
- 169 906 - 730 834 900 740 178 918 260 032, 1 339 691
-
Programación de Bajas 2013-2017Área de Demanda 1
17
Titular Nombre Elemento Año
ENOSA Transformador de Potencia de 3,5 MVA, 60/10 kV, en SET Sechura 2014 ENOSA Transformador de Potencia de 7 MVA, 60/10 kV, en SET La Unión 2013 ENOSA Transformador de Potencia de 0,8 MVA, 33/10 kV, en SET Loma de Viento 2013 ENOSA Transformador de Potencia de 5 MVA, 33/10 kV, en SET Loma de Viento 2013
-
SER – Área de Demanda 1
18
SE
60/
23K
V,1
2MV
A(2
014)
LT 1
20m
m2,
40K
m (2
014)
Alternativa1
PRICO023
22.670.99
-32.92
PRICO060
58.240.97
120.40
BAYO023
23.561.03
120.96
DESCA023
23.481.03
-29.64
61.311.02
121.47
NINA138135.260.98
127.22
BAYO060
61.851.03
122.20
BAYO138
133.650.97
125.90
LT Piura Sur-Chulucanas 240mm2, 62.10Km (2015)
LT PSur-PCentro 240mm2, 7Km (2018)
(2)Traslado (3%)a SET Miguel Grau (2015)
Traslado (16%)(2021)
(1)y(2)Traslado (9 y 5%)SEPO10 y CAST23 (2014)
(3)Traslado(30%)a Mgrau(2015)16%(2021)
SE
T P
iura
Sur
220
/60k
V50
MV
A_(
Año
201
5)50
MV
A_(
Año
201
9) ro
tado
de
SE
PO
(3)Traslado (30%)Piura Centro10(2015)
16%(2021)(4)Traslado (25%)Castilla10 (2017)
(2)Traslado (30%)Piura Centro23(2015)
16%(2021)
Nueva SET 60/23/10kV30MVA_(Año 2015)30MVA_(Año 2020) P
ISU
R06
060
.66
1.01
119.
57
SEPS220211.140.96
123.68
NINA220 217.460.99
129.62
M..10
.06
1.01
114.
30
M..23
.33
1.02
-33.
54
Flujo Carga BalanceadaNodosTensión Línea-Línea, Magnitud [kV]Tensión, Magnitud [p.u.]Tensión, Ángulo [deg]
RamasPotencia Activa [MW]Potencia Reactiva [Mvar]Nivel de Carga [%]
TerminalTensión Línea-Línea, MagTensión, Magnitud [p.u.]Tensión, Ángulo [deg]
OSINERGMIN
PowerFactory 14.0.523
PLAN DE INVERSIONES 2013-2017
ALTERNATIVA 04
2022
Proyecto: Gráfica: AREA_01 Fecha: 23/04/2012 Anexo:
Alternativa2
Traslado 25% Carga SET Mancora
(año 2022)
12M
VA
(202
1)
12M
VA
(201
8)
2x1.25MVAR(2022)
3x4MVAR(2022)
tr(1998)libre(2021)
Tramitar Baja7MVA(2013)
4x1.25MVAR(2021)
(6)Traslado Cargaa SET Charan10kV
(30%)_(2019)
(6)Traslado Cargade SET LCruz10kV
(30%)_(2019)
12M
VA
(201
9)
Cambio 240mm2 AAAC - 23.86Km (2017)
4x1.25MVAR(2019)
LT 240mm2 AAAC-33.7km (2019)(Criterio N-1)
65/6
5/13
MV
A (2
018)
TP 1
2MV
A(2
017)
(5)Traslado Cargaa SET PPiza10kV
(60%)_(2017)
(5)Traslado CargaSET Zarumilla10kV
(60%)_(2017)
(4)Traslado (25%)a SET Miguel Grau
30M
VA
(201
6)
Rot
ado
deS
ET
Sul
lana
Ex_
Chu
luca
nas
(201
7)
BPZ (2014)
2x2.5MVAR(2016)
LT 2
40m
m2
AA
AC
-45.
78km
(201
5)(C
riter
io N
-1)
100/
100/
30M
VA
(201
5)
Tramitar Baja3.5MVA(2014)
Rot
ado
de S
ET L
omaV
TR 2
.5M
VA(2
014)
30/7
/25M
VA
(201
4)
2.5MVAR(2013)
TR 1
3 M
VA
com
prad
o pa
ra S
ET
Chu
luca
nas(
2010
)R
otad
o de
Chu
luca
nas
a S
echu
ra(2
014)
Rot
ado
de S
echu
ra a
PP
izar
ro(2
017)
(1)Traslado (9%)Piura Centro
(2)Traslado (5%)Piura Centro
30 MVA (reserva)Reprogramado(2013)
Tram
itar B
aja
0.8M
VA
(201
3)12
MV
A (2
013)
2X1.25MVAR(2012)
4x1.25MVAR(2012)
Rot
ado
de re
serv
a(A
ño 2
012)
Tram
itar B
aja
(Año
201
4)
AREA1_2022
SDF (2012)
30MVA(2011)
2.5MVAR(2012)
Elementos no Aprob. en el PI Nuevo (2009-2013)
TP 6
0/23
/10k
V, 3
0MVA
(201
6)
30M
VA
(201
3)
AA
AC
120
mm
2-5.
8km
10M
W (2
010)
2T 3
x70m
m2
CU
, 2.7
5km
NA
Cambio 240mm2 AAAC - 7.35Km (2009)
100/
100/
30M
VA
(201
1)
a Chiclayo Oeste
30/7
/25M
VA
(200
8)
Traslado (20%)
2da Terna Chiclayo Piura
Adenda N° 6 REP(Jun-2011)
Repotenciado o Rotado
CANCAS02322.740.99
-34.50
PPIZ
A01
0B9.
540.
95-4
6.15
PPIZA023B22.270.97
107.07
NESPE013 13.801.0098.94
PAITA10C
TABLA01313.801.00
-32.91
TABLA06058.940.98
112.59
CASTI0109.830.98
110.96
LEJID06059.490.99
115.92
CA
STI0
2323
.39
1.02
-33.
97
EAREN01313.821.00
108.70
EARE
N024
23.2
11.
01-3
9.73
TEXTI06061.441.02
119.31
PCENT06060.421.01
118.77
TUMBE02322.350.97
-46.11
ZOREP06062.011.03
120.30
LOMAV10B
LOMAV3332.020.97
114.88
LOMAV10A9.770.98
-37.27NAUTI10
9.740.97
143.98
22.791.00
-35.68
10.201.02
-34.83
ZORRI03333.171.01
115.96
POECH02323.491.03
-29.93
LOMAL02323.211.01
-46.09MORRO023
23.451.02
-46.81
LOMAL06058.560.98
105.64
MORRO06058.090.97
106.77
PPIZA0109.930.99
-42.78
PPIZA02322.630.99
107.52
PPIZA06053.280.89
110.74
NAUTI33
32.780.99
115.62
LCRUZ109.810.98
-37.49
LCRUZ33
33.381.01
116.19
POECH010B10.201.02
-27.08
PAIT
A10
B
10.361.0499.29
TCOLO01010.671.02
-43.37
LAHUACA22.922.770.99
-39.81
SULLA02322.630.99
-39.48
PAITA02422.920.95
-55.80
2.411.00
-87.46
PCENT023
22.821.00
-49.46
POECH06062.191.04
121.34
TALAR03333.441.01
-54.99
MALAC03333.161.00
-56.02
CHARA03333.651.02
116.43
CHARA06061.991.03
120.27
ZARUM0109.890.99
-46.89
TUMBE0109.670.97
-47.66MANCO010
9.600.96
140.13
ZARUM02322.660.99
104.48
TUMBE03332.280.98
104.31MANCO023
22.180.97
111.58
ZARUM06052.530.88
110.02
TUMBE060
54.730.91
112.71MANCO060
57.310.96
115.62
CHULU01010.291.03
-43.84
CHULU02323.581.03
105.67
CHULU06058.870.98
109.38 CONST023 22.780.99111.86
CONST0109.981.00
-38.21
SECHU01010.031.00
-37.30
LUNIO01010.021.00
-36.31
CONST060
55.910.93
112.89
SECHU060 57.050.95
114.12
CASTI06058.760.98
115.40
LUNIO060 59.080.98
115.85
CURUM01010.201.02
-27.00
CTPIU010
PCENT01010.311.03
113.34
CURUM06061.121.02
118.70
ZOREP01010.321.03
150.07
SULL4C
SULLA010 9.910.99111.37
SULLA06058.950.98
116.45
EAREN060 58.270.97112.51
CTP
AI02
A
ZOREP220
211.940.96
123.85
PAITA004
PAITA010
PAITA06057.090.95
111.54
MALAC01313.381.01
155.02
SEPO01010.181.02
148.31
SEPO06061.461.02
119.34
TALAR01313.801.00
160.51
TCOLO06056.090.93
110.76
LAHUACA6058.120.97
113.36
CTP
AI02
B
CHARA01010.321.03
-31.80
SULL4A
SULL
4B
SEPO220211.290.96
123.58
POECH010 10.201.02-26.30
TALAR220219.281.00
125.43
SULLA10B9.910.99
111.37
20.333.6622.77
-20.20-5.8522.77
10.172.27
29.28
-10.17-1.8329.28
10.172.2729.28
-10.17-1.8329.28
-8.35-3.2926.17
8.753.77
26.17
8.353.2977.06
-8.35-2.7477.06
-4
8.352.74
1
3.431.2025.40
-3.43-1.1325.40
-1
0.00-2.86
1
8.002.63
10.102.93
39.45
-4.000.1139.45
-6
10.102.93
39.45
-4.000.1139.45
-6
3.431.13
3.450.756.28
-3.43-1.206.28
-21.
042.
3237
.45
21.3
9-1
.52
37.4
5
21.04-2.3237.41
16.3
7-0
.70
28.6
2
-16.300.8328.62
-15.518.7110.75
15.59-10.0610.75
-99.87-14.4158.46
102.4310.2458.46
42.8518.8197.52
-42.
96-1
6.02
97.5
2
0.28
0.84
97.5
2
-8
23.0
910
.02
83.0
0
-2.4
0-0
.79
83.0
0
-3
23.0
910
.02
83.0
0
-2.4
0-0
.79
83.0
0
-3
41.435.6687.13
-0.2
8-0
.84
87.1
3-41
.00
-1.7
987
.13
-6
4.80
1.58
41.3
313
.58
-13.
53-5
.25
25.8
8
13.925.7525.88
7.92
3.20
15.5
3
-7.78-3.2815.53
1.110.36
4.501.48
5.612.0550.54
-5.61-1.8450.54
-2
0.00-2.47
2
0.00-11.55
3
5.762.1452.00
-5.76-1.8952.00
-3
-0.00-4.88
4
0.510.17
-3.07-3.0139.12
3.073.1239.12
-8
-0.00-5.30
4
-13.86-5.2126.61
9.891.2585.81
-9.89-0.6385.81
-6
1.680.55
-39.62-19.8173.49
39.7523.1973.49
-0.00-0.0073.49
-8
6.03-0.7252.12
-0.0
00.
0052
.12
-6.031.1352.12
-2
3.41
1.12
7.503.3963.29
-0.25-0.0863.29
-7.25-2.7363.29
2
-20.12-1.4669.27
-0.0
00.
0069
.27
20.143.3669.27
-2
59.0022.4394.63
-58.46-16.2894.63
0
G~
59.0022.4387.67
-0.00-0.93
2
-21.82-2.7440.82
22.886.1140.82
20.588.0984.16
-20.52-3.1284.16
-0.01-0.0084.16
-9
-0.00-2.62
2
22.593.6477.75
-6.25-2.0577.75
-16.21-0.0377.75
-6
6.902.27
3.84
1.26
0
5.432.0149.73
-5.43-1.7849.73
-2
0.00
-2.4
8
2
-0.00-5.37
4
-4
0.020.01
3.761.24
-17.21-15.1542.54
17.4815.8242.54
2.525.3810.98
-2.50-5.4910.98
20.0024.8479.72
-0.0
00.
0079
.72
6
0.00-2.57
2
-3
21.968.7897.03
-18.13-5.9697.03
-3.8
4-1
.26
97.0
3
0
0 0
18.135.96
38.988.6968.87
-38.16-6.2868.87
2.841.0142.58
-2.84-0.9342.58
-0.0
0-0
.00
42.5
8
-10
-15.463.9528.93
16.01-2.7628.93
13.48-0.7324.27
-13.251.0424.27
-7.303.9115.19
7.34-3.9615.19
-21.82-2.7440.82
22.886.1140.82
-1 3.772.3045.48
-3.76-1.9445.48
-0.0
0-0
.00
45.4
8
-2
9.793.22
0.00-2.41
2
-20.02-15.3740.46
20.2115.7044.18
0.980.32
0.980.261.78
9.983.6518.50
17.294.8531.01
19.694.4460.03
-19.40-4.1060.03
0.610.20
0.610.2116.45
-0.61-0.2016.45
050.3227.0897.83
-47.20-18.0897.83
0
0.520.1721.64
-0.48-0.1621.64
2
5.431.78
-5.43-2.0119.16
1.360.45
1.360.45
2.930.96
2.931.0661.98
-2.93-0.9661.98
0
0.480.16
1
3.491.2311.79
-3.45-1.2211.79
7.602.4087.97
-5.32-1.7587.97
-2.280.1887.97
-11
2.160.71
-2.16-0.7137.22
2.180.7837.22
0
1
0.00-3.54
1
5.63
1.85
G~
-16.89-4.0831.15
G~
G~
-3.011.456.56
13.11-0.4123.60
3.01-1.4538.05
-2.991.5938.05
-1 5
G~
2.990.98
9.893.25
5.64-2.6377.90
-5.603.0477.90
-0.00-0.0077.90
-8
5.601.84
-10.740.3634.54
-7.60-2.4025.98
20.588.0984.16
-20.52-3.1284.16
-0.01-0.0084.16
-9
-58.53-20.8872.67
-4.94-1.5372.67
63.6028.7472.67
-9
5.092.2775.37
-1.68-0.5575.37
-3.4
1-1
.12
75.3
7
-8
11.014.2337.12
0.410.1558.17
-0.41-0.1358.17
2
2.150.8796.29
-2.14-0.7096.29
2
0.410.13
2.140.70
G~
20.0024.8486.19
G~
5.001.6589.54
G~
5.001.6589.54
-10.00-3.0034.41
10.003.3034.41
0
M~
5.912.52
19.406.38
-0.00-3.72
3
19.404.1082.01
-19.40-2.6682.01
-6
5.912.9175.57
-5.91-2.5275.57
-2
2.941.0825.12
-2.92-0.9625.12
-1
2.941.0825.12
-2.92-0.9625.12
-1
-5.6
30.
6373
.30
36.3214.5473.30
-4
16.755.51
-0.000.000.34
0.030.030.34
0
-2.96-1.0825.34
2.991.1725.34
0
-2.96-1.0825.34
2.991.1725.34
0
18.832.6559.57
-15.00-6.7928.19
15.006.7928.19
7.503.3963.29
-0.25-0.0863.29
-7.25-2.7363.29
2
28.3715.42114.07
-0.61-0.21
114.07
-27.76-9.12
114.07
-10
7.783.2888.43
-4.43-1.4688.43
-3.35-1.1088.43
-4
-2
-3
-7.81-0.3523.74
7.960.5323.74
22.159.0470.42
-21.96-8.7870.42
-12.00-3.6584.15
12.004.6684.15
0
7.792.56
G~
6.002.3391.31
-4.3010.5314.97
4.35-10.2914.97
0
0
2.840.93
5.761.89
30.6810.09
G~
G~
-39.62-19.8173.49
39.7523.1973.49
-0.00-0.0073.49
-8
G~
15.0017.2994.62
G~
7.501.7481.03
12.003.6523.75
31.8810.48
0
-21.45-6.6040.33
22.825.0443.39
-21.96-2.9143.39
G~
-0.00-1.88
1
0
41.0513.49
G~
0
-58.53-20.8872.67
63.6028.7472.67
-4.94-1.5372.67
-9
-30.30-9.2999.50
44.2418.0699.50
-13.78-4.7199.50
-9
G~
0
G~
G~
-19.73-8.1082.77
23.6512.0982.77
-2
0
G~
0
G~
34.2321.2032.40
-31.65-35.1732.40
G~
7.501.7481.03
11.131.9432.47
-10.80-1.5532.47
2.961.0817.17
5.851.92
2.961.0817.17
21.719.8825.07
-21.04-30.0925.07
2.280.75
5.321.75
27.769.12
3.351.10
4.431.46
6.252.05
1
G~
6.002.3391.31
G~
95.0052.8791.21
95.0052.8783.20
-94.52-41.9983.20
0
13.304.37
-15.00-2.8250.31
15.003.4750.31
0
16.215.33
1.74-2.2034.58
-1.722.3134.58
-0.00-0.0034.58
-6
G~
7.972.62
-92.62-13.9054.22
34.2321.2027.39
-31.65-35.1727.39
DIg
SILE
NT
-
Resumen Plan de Inversiones SCT 2011-2017Área de Demanda 1
19
Proponentes/titulares Inversión (US$) Longitud
(km) Potencia de
Transformación (MVA)
Cantidad de
Elementos Total Área de Demanda 1 21 065 488 147,9 300 74
ENOSA 19 947 592 147,9 270 70 AT
Celda 1 648 070 10 Línea 5 785 201 147,9 3 Transformador 7 612 987 220 9
MAT Celda 1 258 693 3 Transformador 1 841 129 50 1
MT Celda 1 480 068 39
Compensador 320 987 5
ELECTROPERU 1 117 896 30 4 AT
Celda 183 630 2
Transformador 910 053 30 1 MT
Celda 24 214 1
-
ÁREA DE DEMANDA 2
20
-
Titulares: Electronorte S.A. (ENSA), Red deEnergía del Perú S.A., Adinelsa, ConsorcioEléctrico Villacurí S.A.C. y Dirección Ejecutiva delProyecto Olmos- Tinajones.
21
Presentaron propuesta: sólo ENSA
Área de Demanda 2: Departamento deLambayeque y parte de los departamentos deCajamarca y Amazonas.
-
Sistema Actual-Área de Demanda 2
22
-
Proyección de la Demanda de EnergíaÁrea de Demanda 2
23
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Año
Comparación de la Proyección Global de la Demanda
ENSA OSINERGMIN
-
Sistema Eléctrico Chiclayo-Olmos
24
-
Sistema Eléctrico Chiclayo-Olmos
25
-
Sistema Eléctrico Chiclayo-Olmos
26
Sistema: Chiclayo-Lambayeque-Motupe-Olmos Valor Presente (US$)
Nombre Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión Alternativa 1: (Propuesta ENSA) Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, conductor de 120 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2013). Sin embargo, según los resultados del análisis, para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV, de 1x3MVAR; mientras que para el año 2018 se requiere una segunda LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, 120 mm2, así como la implementación de la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, con conductor de 120 mm2 de sección de conductor
- 3 146 333 - 1 252 695 4 399 028 813 397 3 372 613 8 585 039
Alternativa 1.1: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Illimo-Pampa Pañala de 45 km, conductor de 240 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2013). Para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR; mientras que para el año 2018 se requiere implementar la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, con conductor de 120 mm2 de sección de conductor.
- 2 473 506 - 1 252 695 3 726 201 745 496 1 678 975 6 150 672
Alternativa 2: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV La Viña-Pampa Pañala de 30,5 km, con conductor de 240 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2013). Para el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR. Asimismo, para el año 2018 se requiere implementar la LT 60 kV La Viña - Motupe de 21,09 km, 120 mm2 de sección de conductor.
- 1 941 494 - 1 252 695 3 194 189 633 721 1 174 365 5 002 275
Alternativa 3: Alimentación de la demanda en Pampa Pañala, a través de una LT 60 kV Motupe-Pampa Pañala 29.4 km, 240 mm2 y la Nueva SET Pampa Pañala 60/23 kV de 30 MVA (año 2013), para lo cual es necesaria la implementación de la LT 60 kV La Viña - Motupe 21,09 km, 120 mm2 de sección de conductor (año 2013). Asimismo el año 2014 y 2016 surge la necesidad de implementar bancos de condensadores en la barra Pampa Pañala 23 kV de 1x3MVAR
- 2 292 948 - 1 252 695 3 545 643 746 652 755 963 5 048 258
-
Sistema Eléctrico Chiclayo Sur
27
-
Sistema Eléctrico Chiclayo Sur
28
-
Sistema Eléctrico Chiclayo Sur
29
Sistema: Chiclayo Sur Valor Presente (US$)
Nombre Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión Alternativa 1: Nueva SET 60/23/10 kV, 30 MVA (año 2014) alimentada a través de una LT 60 kV Chiclayo Oeste-Chiclayo Sur, que resulta de convertir a 60 kV, 7 km de una línea 22,9 kV existente cuyas estructuras están preparadas para convertirla a 60 kV, según manifestaron representantes de ENSA, para lo cual se ha considerado un costo equivalente al 10% del costo de módulo de simple terna con conductor AAAC 240 mm2. Asimismo, esta alternativa incluye un transformador de 220/60/10 kV de 30 MVA en la SET Chiclayo Oeste (año 2018), lo que no sería necesario en caso entre en operación este mismo año la C.H. Olmos.
- 379 461 559 927 1 203 374 2 142 762 393 587 201 266 2 737 614
Alternativa 1.1: La misma Alternativa 1, sin considerar el transformador de 30 MVA en la SET Chiclayo Oeste. - 379 461 - 1 203 374 1 582 834 316 499 201 266 2 100 600
Alternativa 2: Implementación de un transformador 220/60/23 kV de 30 MVA (año 2014), en la nueva SET Chiclayo Sur 220 kV. No se ha considerado costo de terreno, dado que se asume que el transformador será implementado dentro de la SET 220 kV Chiclayo Sur, en la que se ha previsto el espacio necesario para el efecto.
217 377 104 137 978 680 68 782 1 368 977 279 254 143 750 1 791 981
-
Programación de Bajas 2013-2017Área de Demanda 2
30
Área de demanda Titular Nombre Elemento Año
1 ENSA Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET AT/MT La Viña 2012 1 ENSA Transformador de Potencia de 1,6 MVA, 60/10 kV, SET AT/MT OLMOS 2013 1 ENSA Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET AT/MT Motupe 2012
-
SER – Área de Demanda 2
31
Nodos Ramas
Lado HV [MVA]
OSINERGMIN
PowerFactory 14.0.523
PLAN DE INVERSIONES 2013-2017
ALTERNATIVA 01
2022
Proyecto: Gráfica: AREA_02 Fecha: 2/04/2012 Anexo:
LT 120mm2, 21.09km(2013)
La sobrecarga del TPes por la Demanda
en 22.9kV.
Rot
ado
de P
omal
ca(2
020)
Tramitar Baja(Año 2019)
TP_1
5 M
VA
(201
9)
TP_15MVA(2018)
Cp 1x3 MVAR(2016)
Cp 1x3 MVAR(2016)
TP_1
5MV
A(2
016)
Traslado de Bagua2340% de carga(2015)
Cp 1x2 MVAR(2015)
Cp 1x3 MVAR(2014)
Traslado 10%SET CHSUR(2014)
Traslado 20%SET CHSUR(2014)
Nue
va S
ET
PP
añal
a30
MV
A(2
013)
Rot
ado
de S
ECH
O(2
012)
Rot
ado
de L
viña
(201
2)
Nue
va S
ET
CH
SU
R22
0/60
/22.
9kV
30/3
0/30
MV
A (A
ño 2
014)
LT 240mm2, 29.4km(2013)
LT 120mm2, 24km (2012)
TP R
eser
va30
MVA
(201
0)In
stal
ado(
2012
)
AREA 2_2022
35/3
2/3
MV
A (2
008)
PI:240mm2 AAAC - 67Km (2009)APS:63.4km
PI:240mm2 AAAC - 86Km (2009)APS:90.2km
30M
VA
(201
0)17
.5 M
VA
(200
7)
9/9/
3 M
VA
(201
1)
NUEVA SET CUTERVO138/22.9/13.2kV
10/10/3MVA (2010)
120mm2 AAAC26.12Km (2017)
Rot
ado
de S
ELam
ba
SEM
otup
e(20
19)
Nue
va S
ET
LAM
SU
R25
MV
A (2
012)
PI 2009-2013: 9.32Km(2010)PO:11.60km(2012)
100/
100/
20 M
VA
(201
2)
Elementos no Aprob. en el PI
Repotenciado o Rotado
Nuevo (2009-2013)
2010
20/20/6.6MVA (2009)
D_LAM060
9/9/
3 M
VA
(200
8)
Cam
bio
AAAC
240
mm
2 (2
011)
Cam
bio
AAAC
240
mm
2 (2
011)
2da
Tern
a G
uada
lupe
Chi
clay
o A
dend
a N
° 9
RE
P (F
eb-2
012)
2da
Tern
a C
hicl
ayo
Piu
ra A
dend
a N
° 6
RE
P (J
un-2
011)
CHOLM004
CHOLM060
BAGUG010BAGUG060
CACLIC138
BAGUA138
CHISU023
CHISU060
CH
SU
R22
0
GUADA220A
GUADA220B
PPAÑA023
PPAÑA060
LAMBS060
LAMBS023LAMBS010
CTJAE004
LPELO004
LPELO010
JAEN010
OLM
OS
023
QUAND023 JAEN023CHQUA002
NJAEN023
MOTUP010
LAMBA060
CHICN010
CHICN060
NINA220
CUTER013CUTER023
CUTER138
CARHQ023 CARHQ138
CARHQ220
CARH5
CARH4_1CARH4
CARH5B
CARH3CARH2CARH1
CARHQ220
CAYAL010CAYAL023
TUMAN010
TUMAN023
TUMAN060 CAYAL060POMAL010 POMAL023
MOTUP023
MUYO060
BAGUA60
JAE
N06
0
NJAEN060
BAGUA023
MUYO004
NJA
EN
138
BAGUA010
MUYO023
LAVIN060ILLIM060
OLMOS010
LAMBA10A
OCCID060
OLMOS060
MOTUP060
POMAL060
OCCID010
LAVIN010
ILLIM010
OCCID02..
ILLIM023
SECHO10A SECHO10B
SECHO060
SECHO220
SECHO10C
SVCCH00..
20
.00
20.0
05.
00
20
.00
20.0
05.
00
20.0020.005.00
-8
13.00
13.00
-1
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
-2
20.00
20.00
20.00
20.00
G~
40.00
40.00
40.00
40.00
30
.00
20.0
010
.00
30
.00
20.0
010
.00
30.0020.0010.00
-2
3
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
-2
46.00
46.0
0
94.00
94.00
3
30
.00
30.0
030
.00
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
-3
67.2
4
67.24
16.5
0
16.50
16.5
0
16.50
67.2
4
67.24
29.40
29.40
21.09
21.09
21.09
21.09
21.31
21.31
24.00
24.00
30.00
30.00
-10
30.0016.0020.00
30
.00
16.0
020
.00
30.0016.0020.00
0
4.60
4.60
G~
3.00
3.00
12.004.0012.00
12.004.0012.00
12.004.0012.00
-2
4.00
4.00
0
G ~
G ~
4.30
4.30
4.30
4.30
73.00
73.00
73.00
73.00
G~
G~
25.0016.0020.00
25.0016.0020.00
25.0016.0020.00
0
9.009.003.00
9.009.003.00
9.
009.
003.
00
0
3.
50 3.
50
0
0.10
0.10
1.00
1.00
26.12
26.12
0
8.75
8.75
-1
7.00
7.00
26.12
9.32
6.67
6.67
17.50
17.50
-1
30.00
30.00
-1
2
3
6.67
6.67
105.00
105.00
106.19
23.86
23.86
8.45
8.45
90.20
90.2
0
63.40
63.40
10.0010.003.00
10.0010.003.00
10.0010.003.00
-1
35.0032.003.00
35.0032.003.00
35.0032.003.00
0
G~
83.00
83.00
2.51
2.51
0.78
0.78
0.78
0.78
6.20
6.20
1
G~
27.00
27.00
1
G~
35.00
35.00
1
G~
35.00
35.00
1
G~
G~
35.00
35.00
1
9.009.002.50
9.009.002.50
9.009.002.50
-2
9.009.002.50
9.009.002.50
9.009.002.50
-5
9.009.002.50
9.009.002.50
9.009.002.50
-5
100.00100.0020.00
100.00100.0020.00
-5
17.50
17.50
-2
9.009.003.00
9.009.003.00
9.009.003.00
1
0.20
33.9
2
33.9
2
20
.00
20.0
05.
00
20
.00
20.0
05.
00
20.0020.005.00
-8
12.004.0012.00
12.004.0012.00
12.004.0012.00
-4
7.00
7.00
-1
1.50
G~
G~
29.34
29.34
35.40
35.40
6.25
6.25
-4
17.50
17.50
-2
1
21.71
21.71
17.40
7.25
7.25
7.007.003.00
7.007.003.00
7.007.003.00
0 6.256.253.13
6.256.253.13
6.256.253.13
-3
17.50
17.50
-2
50.0050.0010.00
50.0050.0010.00
50.0050.0010.00
-5
50.0050.0010.00
50.0050.0010.00
50.0050.0010.00
-5
G~
G~
G~
G~
2
83.74
SVS
17.50
17.50
-1
30.00
30.00
G~
106.19
105.00
105.00
83.74
DIg
SILE
NT
-
Resumen Plan de Inversiones SCT 2011-2017-Área de Demanda 2
32
Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$) Longitud de Línea
(km)
Potencia de Transformación
(MVA)
Cantidad de
Elementos Total Área de Demanda 2 13 856 448 109,9 120 54
ENSA 13 856 448 109,9 120 54 MAT
Celda 745 601 3
Transformador 2 136 217 50 2
AT Celda 2 915 184 20
Línea 4 541 028 109,9 5
Transformador 2 508 522 70 3 MT
Celda 717 881 0,0 0 17
Compensador 292 015 0,0 0 4
-
ÁREA DE DEMANDA 3
33
-
Titulares: Electro Norte Medio S.A. (Hidrandina),Red de Energía del Perú S.A., Duke EnergyEgenor S. en C. por A., Compañía TransmisoraAndina S.A. y Consorcio Energético HuancavelicaS.A. (CONEHUA).
34
Presentaron propuesta: sólo Hidrandina yCONENHUA
Área de Demanda 3: Departamentos de Ancash,La Libertad y parte del departamento deCajamarca.
-
Sistema Actual-Área de Demanda 3
35
-
Proyección de la Demanda de EnergíaÁrea de Demanda 3
36
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Año
Comparación de la Proyección Global de la Demanda
HIDRANDINA OSINERGMIN
-
Sistema Eléctrico Trujillo
37
-
Sistema Eléctrico Trujillo
38
-
Sistema Eléctrico Trujillo
39
Sistema: Trujillo Valor Presente (US$)
Alternativa Transmisión Transformación Total OYM Pérdidas Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión
Alternativa 1: LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur (año 2013) de 22 km, con conductor AAAC 240 mm² para cerrar el anillo previsto según el Plan de Inversiones vigente. Nueva SET Trujillo Sur Oeste 138/60/10 kV, 60 MVA, (año 2015) la cual se alimentaría seccionando la LT 138 kV Trujillo Nor Oeste-Trujillo Sur a 15,4 km de la SET Trujillo Nor Oeste.
3 598 692 177 897 2 640 752 130 840 6 548 182 1 231 381 3 270 242 11 049 804
Alternativa 2: LT 138 kV Trujillo Sur-Trujillo Nor Oeste (año 2013) con una sección de conductor de 240 mm²; en el año 2015 se secciona esta línea a 4,4 Km de Trujillo Nor Oeste y se conecta a la nueva SET denominada Trujillo Centro, para cerrar nuevamente el anillo con el tramo de LT 138 kV Trujillo Centro-Trujillo Sur, de 4,8 Km.
2 733 842 598 663 463 192 3 790 410 7 586 107 1 419 290 2 118 323 11 123 721
-
Sistema Eléctrico Callejón de Huaylas
40
-
Sistema Eléctrico Callejón de Huaylas
41
Sistema Eléctrico: Callejón de Huaylas Valor Presente
Nombre Transmisión Transformación Total OYM PERDIDAS Costo Total MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$
Alternativa 1: (Plan de Inversiones vigente) LT 60 kV Pierina-Huaraz, 9 km, AAAC 240 mm² de sección de conductor (año 2014) e instalación de un Transformador 138/60 kV de 40 MVA en la SET Pierina (año 2014). El año 2019 se requiere un segundo transformador 138/60 kV de 40 MVA en la SET Pierina
239 964 1 016 550 1 578 981 - 2 835 494 447 043 -724 205 2 558 333
Alternativa 2: (Reformulación Hidrandina) Nueva SET Der_Pierina 138/60/10 kV de 40 MVA, a 3 km de la SET Pierina Actual, alimentada en configuración “π” seccionando la LT 138 kV Huallanca-Pierina existente. Asimismo, se contempla la LT 60 kV Der_Pierina - Der_Huaraz - Huaraz, de 6.7km, AAAC 240 mm² de sección de conductor (año 2014). El año 2019 se requiere un segundo transformador 138/66/10 kV, de 40 MVA en la SET Der. Pierina
949 367 976 356 1 850 186 - 3 775 909 623 796 -776 028 3 623 677
-
Sistema Eléctrico Cajamarca
42
-
Programación de Bajas 2013-2017Área de Demanda 3
43
Área de Demanda Titular Nombre Elemento Año
3 HIDRANDINA TP-6011 Transformador de Potencia de 2,5 MVA 66/13,8 kV SET Carhuaz 20123 HIDRANDINA L-6681 HUARAZ - TICAPAMPA AAAC - 78 mm² - 30 km 20143 HIDRANDINA L-6680 CARHUAZ - HUARAZ AAAC - 78 mm² - 29,2 km 20143 HIDRANDINA TP-6013 Transformador de Potencia de 5 MVA 66/13,8 kV SET Ticapampa 20183 HIDRANDINA TP-6010 Transformador de Potencia de 5 MVA 66/13,8 kV SET Caraz 20213 HIDRANDINA TP-A003 Transformador de Potencia de 5/6,66 MVA 138/13,8 kV SET Nepeña 20133 HIDRANDINA TP-A002 Transformador de Potencia de 24,8 MVA 138/66/13,8 kV SET Chimbote Sur 20133 HIDRANDINA Celda Linea-Transformador en SET Trapecio 20123 HIDRANDINA TP-A008 Transformador de Potencia de 33 MVA 138/13,8 kV SET Santa 20133 HIDRANDINA L-1116 CHIMBOTE 2 - SANTA - 127 mm² - 7,47 km 20123 HIDRANDINA L-3344 PAIJAN - MALABRIGO Cu/AAAC - 50/120 mm² - 17,75 km 20153 HIDRANDINA L-3345 SANTIAGO DE CAO - MALABRIGO AAAC - 240 mm² - 41,36 km 20153 HIDRANDINA TP-3008 Transformador de Potencia de 7 MVA 34,5/13,8 kV SET Casagrande-02 20143 HIDRANDINA L-3330 TRUJILLO SUR-01 - MOCHE AAAC - 120 mm² - 5,4 km 20133 HIDRANDINA TP-A027 Transformador de Potencia de 30 MVA 138/10 kV SET Trujillo Sur-C 20133 HIDRANDINA L-3350 GUADALUPE 01 - GUADALUPE 02 Cu/AAAC - 50/120/70 mm² - 8,08 km 2016
-
SER – Área de Demanda 3
44
Cp 3x2.75MVARAño 2022
Rotado de Paiján4.8MVA_2020
TP Año 2005Libre 2019
Rot
ado
de G
uada
lupe
2(A
ño 2
019)
TP R
otad
o de
S
alav
erry
(201
9)
40M
VA
(202
0)
Reforzamiento 300mm2 AAAC - 6.05Km (2019)
Tp cargadodevanado60kV
TR 3
0 M
VA
Rot
ado
de T
Cen
tro (2
018)
Toma el 25% de la carga
150mm2 AAAC2.6Km (2015)
150m
m2
AA
AC
- 24
.5K
m (2
018)
Baja LT 33kV Guada-Guada28.08km_(Año 2016)
TP 6
0/23
/10k
V(2
016)
Rotado de CasagB8.4MVA_2015
Nue
va S
ET
Mal
abrig
o13
8/10
kV,2
6MV
AA
ño 2
015
NU
EVA
SET
TCEN
TRO
30M
VA (2
015)
Año
2018
: Se
rota
el
TP
de 3
0MVA
y se
Inst
ala
un
TP 6
0MVA
Ele
men
to re
prog
ram
ado
del a
ño 2
011
240m
m2
AA
AC
- 9.
2Km
(201
3)
Traslado 35% y 20%Carga TrujSurB10kV
y TrujSurA10kVEl año 2018 se traslada el 15% de TSur B y el 20% de TSur A
Nue
va S
ET
Moy
ococ
ha (2
015)
60/1
0kV
, 20M
VA
TP R
otad
o de
Caj
amar
ca(2
015)
Reforzamiento 300mm2 AAAC - 11.85Km (2014)
Baja TR delaño 1984(2014)
TP 2
20/6
0/10
30M
VA
_201
4TP
220
/60/
1050
MV
A_2
020
1x3M
VA
R (2
014)
Carga Regulada
TR de 1995138/10kV26MVARotado a Malab(2015)
El TR donado por YanacochaSe rota a Huamachuco
TR 3
0MV
A (2
013)
Baja (2013)TR Trujillo SUR C138/10kV, 30MVA
Año 1969
TR 60 MVA2013
Nueva SET La Huaca60/33/10 kV, 30MVA2013
Baja (2013)LT Trujillo Sur_derMoche
5.4km
Traslado del 80% carga Moche(2013)Traslado del 20%
carga Moche(2014)
Traslado 40%Carga Porv10kVSET Porvenir
TR Donado Por Yanacochareparado el año 200960/23kV, 12.5MVA
TR Reserva reprogramadodel 2010 al 2013138/23/10 kV, 60MVA
Traslado 75%SET Chao10kV
Traslado 20%a SET Paijan
(2012)
Rot
ado
de V
irú(2
012)
AREA 03_2022
Carga SET Los Pinos desde 34.5 KV0.17-0.27MW (2010-2022)
SET TRUJILLO NOR OESTE60/24/36MVA (2010)
Adq
uisi
ción
201
222
0/60
/23
kV50
/40/
20 M
VA
Rot
ado
de M
alab
rigo
(Año
201
1)
45M
VA
(201
1) A
5_R
EP
20M
VA
(200
7)en
SE
T V
irú
Carga SET La MorenaMin Poderosa
PI:3
0/10
/201
1P
O:2
5/04
/201
0
120m
m2,
20.
78K
m (0
4-20
10)
PO
:201
2
23M
VA
Nue
vo T
R3
2011
NO PERTENECENAL COES
5MV
AR
(201
0)P
O:2
013
15/1
5/5M
VA
(04-
2010
)P
O:2
012
6 M
VA (2
009)
Rot
ado
RES
ERVA
T3
Rot
ado
de P
orve
nir
26M
VA
(201
5)
TP 33/10kV15MVA (2008)Rotado a Paiján
Aprobado 5MVA (2007)Instalado 3MVA
Carga Shorey
OtuzcoExiste tr2 33/23 kV, 1 MVA (2010)
01 Alimentador
Carga SET Sta Cecilia desde 34.5 KV
Conecta entre Otuzco y Charat0.01 MW
Nuevo tr2 3MVA_10/2011
60/2
4/36
MV
A (2
007)
Carga de las MinerasMinaspama y La Arena
Al 100%
240m
m2
AA
AC
- 41
.36K
m (2
015)
240mm2 AAAC - 8.93Km (2010)
Rotado de Trujillo S
ur(A
ño 2012)
100/
100/
20M
VA (2
013)
100/
100/
20M
VA (2
018)
15MVA (2013)
Elemento reprogramado del año 2011240mm2 AAAC - 9.2Km (2013)
2da
Tern
a G
uada
lupe
Chi
clay
o Ad
enda
N° 9
REP
(Feb
-201
2)
2da
Tern
a Tr
ujill
o G
uada
lupe
Ade
nda
N° 9
REP
(Feb
-201
2)
120mm2 AAAC - 8.08Km (2016)
PORVE138
GUADA010GUADA023
TRUCE010TRUCE023
TRUCE138
MOYOC010
MOYOC060
HUAMA060
HUACA010HUACA033
HUACA060PORVE023
TEMBL002TEMBL013
TEMBL060
GCIEG11A GCIEG11B
GCIEG060 CAJAM060
CAJAM010
VIRU034
CAJAN023
CAJAN060B
HUAMA023CAJAB023
TRUJN010
SALAV033
TRUJS10C
ALTCH138
TRU
JN02
3
SGCAO035
GUADA010
SMARC023
CAJAB010
GUADA06..
TRUNO138
SALAV010 MOCHE010
TRUS60
CAJAN060 LPAJU060
GU
AD
A03
5
TRUJ500
SV
CC
AJA
MOTIL138
CTTRU138
SGCAO138
SGCAO013
MOTIL035
NCHAO060
NCHAO023
MALAB138
TRUNO010TRUNO023
CHAO010
CHAVI034
MOCHE033TRUJS035
VIRUN023
VIRUN010CHAO034
VIRUN060
MALAB10A
MALAB035
CASAG13B
CASAG10A
CASAG35B
CASAG35A
SHORE010
QUIRU010 QUIRU033
SHORE033
CHARA013
OTUZC013
LFLOR013
CHARA033
OTUZC033
LFLOR033
MOTIL008
PORVE010
TNSVC008
TRUN010BTRUN010A
TRUJS10B
TRUJS138
TRUJS10A
CAJAN010
CAJAM220
TRUJI220A
TRUJI220B
GU
AD
A10
B
GU
AD
A35
B
CAJAM60B
CELEN023
CELEN060
CAJAB060
SMARC060
SMARC010
CHILE010CHILE023
CHILE060
PACAS010
PACAS060
PACMAN
PACA10
PACA6B
GUADA220A
GUADA220B
PACA6A
CPACA60
GUADA060
4
40.00
40.00
-4
3
60.0024.0036.00
60.0024.0036.00
60.0024.0036.00
-3
24.50
24.50
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
-2
4.80
4.80
4.40
4.40
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
-3
2.60
2.60
15.10
50.0050.0030.00
50.0050.0030.00
50.0050.0030.00
-4
3
20.00
30.0030.0030.00
30
.00
30.0
030
.00
30.0030.0030.00
-4
30.0020.0013.00
30.0020.0013.00
30.0020.0013.00
-2
39.84
39.84
6.80
6.80
60.0030.0030.00
60.0030.0030.00
60.0030.0030.00
-4
2
0.20
38.41
3.001.501.50
3.001.501.50
3.001.501.50
1
0.20
94.20
94.20
16.68
G~
G~
25.00
25.00
1
25.00
25.00
1
44.95
28.00
28.00
-5
1
9.40
1
50.0040.0020.00
50.0040.0020.00
50
.00
40.0
020
.00
-4
223.75
8.08
8.08
17.00
17.00
22.00
22.0
0
64.40
64.40
6.50
6.50
0
-1
3.00
3.00
-2
45.0012.5045.00
-1
18.0018.006.00
18.0018.006.00
18
.00
18.0
06.
00
-2
12.50
12.50
-6
-2
20.00
20.00
-3
-1
05
97.87
97.8
7
23.308.30
21.70
23.308.3021.70
23
.30
8.30
21.7
0
-1
26.80
26.80
0.90
0.90
11.8
5
11.85
26.00
-2
5.80
5.80
6.05
6.05
30.00
30.00
41.36
24.90
24.9
0
24.9
0
24.90
750.00750.00250.00
750.00750.00250.00
0
13.20
13.20
3.
00 3.
00
-4
1
132.89
133.75
60.0024.0036.00
60.0024.0036.00
60.0024.0036.00
0
60.0024.0036.00
60.0024.0036.00
60.0024.0036.00
0
5.00
5.00
-2
10.21
10.21
10.21
10.21
103.35
103.35
12.00
12.00
-1
30.0030.0010.00
30.0030.0010.00
30.0030.0010.00
-8
30.0030.0010.00
30.0030.0010.00
30.0030.0010.00
-8
15
.00
15
.00
-7
100.00100.0020.00
100.00100.0020.00
-3
83.74
103.35
103.35
146.00
1
SVS
120.00
120.00
223.75
1
G~
G~
75.0075.0012.50
75.0075.0012.50
75
.00
75.0
012
.50
-2
20.78
20.78
G~
15.0015.005.00
15.0015.005.00
2
41.36
41.36
23.0014.009.00
23.0014.009.00
23.0014.009.00
10
7.00
7.00
0.71
6.70
6.00
6.00
-1
17.00
17.00
4.
80 4.
80
-2
8.
40 8.
40 -4
2
6.55
6.55
13.5
8
0.
80 0.
80
4.
00 4.
00
0
-10
2.00
2.00
20.9
0
4.95
13.4013.404.70
13.4013.404.70
13.4013.404.70
-5
1
SVS
100.00100.0020.00
100.00100.0020.00
100.00100.0020.00
-2
100.00100.0020.00
100.00100.0020.00
100.00100.0020.00
-2
G~
30.00
30.00
-1
37.5037.5022.50
37.5037.5022.50
37.5037.5022.50
-8
137.00
137.00
10.00
10.00
-1
5.005.002.00
5.005.002.00
5.005.002.00
-2
0.42
59.45
59.45
9.00
9.00
0
33.45
9.009.002.50
9.009.002.50
9.009.002.50
-3
9.009.002.50
9.009.002.50
9.009.002.50
2
37.5012.5037.50
37.5012.5037.50
37.5012.5037.50
-1
-1
16.00
16.00
G~
1.50
1.50
0
1
G~
G~
G~
1
25.00
25.00
4
30.40
30.40
30.40
30.40
16.00
16.00
1
83.74
DIg
SILE
NT
-
SER – Área de Demanda 3
45
OSINERGMIN
PowerFactory 14.0.523
PLAN DE INVERSIONES 2013-2017
ALTERNATIVA 01
2022
Proyecto: Gráfica: AREA_03 Fecha: 2/04/2012 Anexo:
Carhuaz(trafo rotado)de TicapampaCarhuaz
Baja TR delaño 1976(2018)
TP 3
0MV
A20
15
TP 3
0MV
AA
ño 2
021
TP 20MVAdel año 2005
TP 1
5MV
AA
ño 2
021
Baja TR delaño 1977(2021)
Rotado de Paiján4.8MVA_2020
TP del año 2008Rotado de Malab
15MVA_2020
TP Año 2005Libre 2019
Rot
ado
de G
uada
lupe
2(A
ño 2
019)
Cp 3.75x2MVARAño 2018
Tr3
138/
13.8
kV, 2
6MVA
Rot
ado
de C
him
bote
Nor
teAñ
o 20
1830MVA (2017)
Baja TR delaño 1975(2013)
Rotado de CasagB8.4MVA_2015
Baj
a LT
33k
V P
aija
-Mal
a(A
ño 2
015)
Baja LT 33kV Scao-Mala(Año 2015)
Nue
va S
ET M
alab
rigo
138/
10kV
,26M
VAAñ
o 20
15
TP 1
38/6
0/23
kV15
MVA
_201
6
TP 2
20/6
0/23
kV30
MV
A (2
014)
Baja LT Carhuaz-Huaraz delaño 1964(2014)
Nue
va L
T 60
kV
120m
m2
AAAC
- 30
Km (2
014)
TP 6
0/23
kV15
MVA
_201
4
Baja (2012)LT Chimbote2_Santa
7.47km
Baja (2014)LT Huaraz_Ticapampa
30km
Baja TR delaño 1984(2014)
Rotado de Moche a Casag1
3MVA_2014Baja el 2020
Baja TR delaño 1968(2012)
15M
VA
(201
3)
Baja TR delaño 1976(2013)
Baja TR delaño 1979(2013)
Baja CeldaLT 138kV Trapecio(2012)
LT Trujillo Sur_derMoche5.4km
Traslado 75%SET Chao10kV
Traslado 20%a SET Paijan
(2012)
Traslado 20%de SET CASAG10A
2012)
Solución temporal2012-2014
Traslado 25%TRAPE013 (2012)
Traslado 25%TRAPE013 (2018)
Elementos no Aprob. en el PI Nuevo (2009-2013)
Repotenciado o Rotadoro
tado
de
SET
Tica
pam
pa (2
018)
SET TICAPAMPA9/5/7MVAComprado en convenioMinera LincunaRotado a Carhuaz(año 2018)
Tr3 Reserva 138/23/10, 10/12 MVAAprobado para (10/2006)Entra a Operar (2012)
SET HUARI9/9/3MVA Previsto(2010)Operación (2011)
120mm2 AAAC - 74.18Km Previsto(2010)
Operación (29/06/2011)
AAAC 120mm2 - 9km(2010)
40M
VA
(201
0)R
epro
g.(2
014)
Seg
undo
TP
Año
201
9
INGRESO AÑO 2011
15/1
5/5M
VAPO
:20
6 M
VA
(200
9)R
otad
o R
ES
ER
VA
Rot
ado
de P
orve
nir
26M
VA (2
015)
Exis
te n
uevo
tr3
(201
1)13
8/23
/13.
820
/10/
15-2
5/13
/18
TP 33/10kV15MVA (2008)Rotado a Paiján
Nuevo tr2 3MVA_10/2011
240m
m2
AAAC
- 41
.36K
m (2
015)
240m
m2
AAAC
- 7.
47Km
(201
0)PO
:201
2
Rotado de Trujillo Sur
(Año 2012)
Año
201
2 (R
OTA
DO
)S
ET
TRA
PE
CIO
(R
ES
ER
VA
)
30M
VA
(201
3)
15MVA (2013)
240mm2 AAAC - 9.74Km_(CRITERIO N-1)Reprogramado 2011 al 2013
CARHZ023CARAZ023
CH
IMN
023
CONOC023
CONOC060
NEPEN023
CHIMS023
KAYLL066
TRAPE13B
TICAP023
SCRUZ002B
SCRUZ066B
SCRUZ066
SCRUZ002
TRAPE013
SALAV033
PALLA010
CHIMN138
SGCAO035
MALAB010
PAIJA035
KAYLL138
HLLCA13A HUARZ010
PIAS6.3
PIAS138
HUARZ013
HLLCA13B
HLLCA066
CHIMN01..
SANTA138
SANTA013
HUARI060
SALAV010 MOCHE010
CHIM500
CONOC220
KAYLL220
PIERI138
PIERI010
PIERI66
HLLCA138
CARHZ013CARAZ013
HUARZ066CARHZ066
CARAZ066
LPAMP013
PALLA066LPAMP066
PALLA023
TRAPE006
TRAPE138
LLACU138
SJACI138
CASMA138NEPEN138
SJACI013
CASMA010NEPEN013
CHIMS013
CHIMS066
CHIMS138
TAYAB138
LLACU023TAYAB023
LLACU010TAYAB010
SIDSUR13
POMAB060
POMAB023
SIHUA060
SIHUA138
SIHUA023
Pariac_NTICAP013
PARIA013
TICAP066PARIA066
CPATO13A CPATO13FCPATO13ECPATO13D
CPATO13CCPATO13B
CHIMB13A
SIDNOR13
CHIM2_138
CHIMB13B
B
A
B
A
HUARI013HUARI023
SGCAO013
NCHAO023
MALAB138
MOCHE033
PAIJA010
MALAB10A
MALAB035
CASAG13B
CASAG10A
CASAG35B
CASAG35A
LFLOR013LFLOR033
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
-2
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
0
40.00
40.00
-5
3
2
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
30
.00
30.0
030
.00-1
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
-6
20.0015.005.00
20.0015.005.00
20.0015.005.00
0
30.0030.0013.00
30.0030.0013.00
-2
15.00
15.00
-2
20.00
10.00
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
15.0015.0015.00
-3
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
30.0030.0030.00
-3
0.20
0.20
17.50
17.50
5.00
10.00
10
.00
0
9.005.007.00
9.005.007.00
9.005.007.00
-2
223.75
45.10
45.10
7.20
7.20
17.7
5
17.7
5
G~
G~
G~
G~
2.00
2.00
8.00
8.00
0
8.00
8.00
0
30.00
30.00
-1
0
6.50
6.50
0
3.
00 3.
00
-2
-2
-8
0
2
87.75
87.75
83.97
83.97
0
-1
26.00
-2
41.36
41.3
6
24.90
24.9
0
24.9
0
24.90
15
.00
15
.00
-4
750.00750.00250.00
750.00750.00250.00
0
1
1
1
9.74
9.74
25.0013.0018.00
25.0013.0018.00
25.0013.0018.00
-4
3.00
3.00
0
-2
16.00
16.00
0
G~
G~
22.60
22.60
-2
20.0020.006.60
20.0020.006.60
20.0020.006.60
-4
57.30
57.30
31.55
31.55
26.00
26.00
-2
221.17
8.50
8.50
8.50
8.50
132.89
133.75
221.17
7.47
7.47
7.47
7.47
74.18
74.18
-1
15
.00
15
.00
-7
146.00
378.00
174.91
174.91
174.91
174.91
1
150.00150.0045.00
150.00150.0045.00
-2
223.75
12.00
12.00
-1
12.00
12.00
-1
40.00
40.00
-5
9.00
9.00
62.00
62.00
-1
29.20
29.20
32.40
32.40
15.55
15.55
15.55
15.55
22.60
22.60
4.00
4.00
-1
7.00
7.00
21.99
21.99
28.94
28.94
17.27
17.27
-1
6.60
6.60
2
10.00
10.00
-1
3
20.0020.006.00
20.0020.006.00
20.0020.006.00
4
9.309.303.30
9.309.303.30
9.309.303.30
2
G~
6.00
6.00
-6
35.15
35.15
2
53.46
53.46
G~
9.20
9.20
1
4.00
G~
60.00
60.00
1
60.00
60.00
1
G~
G~
G~
G~
G~
G~
60.00
60.00
1
60.00
60.00
1
60.00
60.00
1
G~
60.00
60.00
1
G~
60.00
60.00
1
G~
60.00
60.00
1
G~
60.00
60.00
1
G~
G~
9.20
9.20
0
13.82
13.82
G~
G~
45.00
45.00
-1
45.00
45.00
-1
1
1
120.00120.0036.00
120.00120.0036.00
120.00120.0036.00
0
83.97
83.97
83.97
83.97
7.60
7.60
120.00120.0036.00
120.00120.0036.00
120.00120.0036.00
0
9.009.003.00
9.009.003.00
9.009.003.00
-13
15.0015.005.00
2
41.36
4.
80 4.
80
-2
8.
4 8.
4 -4
2
6.55
6.55
13.5
8
13.5
8
0
37.5037.5022.50
37.5037.5022.50
37.5037.5022.50
-8
10.00
10.00
-1
-
Resumen Plan de Inversiones SCT 2011-2017Área de Demanda 3
46
Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$) Longitud de
Línea (km)
Potencia de Transformación
(MVA) Cantidad de Elementos
HIDRANDINA 34 238 574 141,8 463 70 AT
Celda 2 213 785 - - 10 Línea 4 337 816 69,7 - 5 Transformador 4 286 414 - 108 6
MAT Celda 5 212 063 - - 16 Línea 4 059 549 72,2 - 4 Transformador 12 866 641 - 355 10
MT Celda 1 183 350 - - 18 Compensador 78 957 - - 1
MINEM 1 043 104 6 AT
Celda 528 918 - - 2 MT
Celda 391 269 - - 3 Compensador 122 918 - - 1
Total Área de Demanda 3 35 281 679 141,8 463 76
-
ÁREA DE DEMANDA 4
47
-
Sistema Eléctrico San Martin
48
-
Proyección de la Demanda de EnergíaÁrea de Demanda 4
49
100
150
200
250
300
350
400
450
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Año
Proyección Global de la Demanda del Área 4
OSINERGMIN
-
SER – Área de Demanda 4
50
Nodos Ramas
Lado HV [MVA]
OSINERGMIN
PowerFactory 14.0.523
PLAN DE INVERSIONES 2013-2017
TARAPOTO-MOYOBAMBA-YURIMAGUAS
2022
Proyecto: Gráfica: AREA_04 Fecha: 3/04/2012 Anexo:
Rotar 50% de carga
Repotenciamiento240mm2 AAAC22.96Km (2018)
Baja LT 33 kVPongo-Yuri
55.2km
150mm2 AAAC-55.2Km (2014)
TP 1
38/6
0/10
kV
20M
VA (2
014)
TP 33/10kV, 7MVACeldas LI y TR en 33kV_Libre 2014
SE Cementos Selva60/22.9/6 kV
15.9/6.6/9.3MVA
240m
m2
AAAC
- 8.
33Km
(200
9)
TP RotadoTarapoto60/10 kV12MVA_2014
TP 138/60/10 kV30MVA (2014)
AREA 4_AÑO 2022
240mm2 AAAC - 24.7Km (2009)
240mm
2 AAAC - 124Km
(2009)
12M
VA (2
010)
240mm2 AAAC - 16Km (2009)
150mm2 AAAC-30Km (2010)
NU
EVA
CAJ
AMAR
CA
10/1
1.5M
VA (2
009)
YURIM060
CSELV023
CSELV060
MOYOB220
CACLIC220
GERA023
BELLA138B
PONGO060
RIOJA23 (R)
YURIC010
YURIM010 YURIM033
PONGO033
TARAP060
NVACA060
NVACAJ023
GERA060
RIOJA060
BELLR010
MOYOB010
MOYOB060
MOYOB138
TARAP010TARAP023
TARAP138
BELLA010
RIOJA023
BELLA023
BELLA138
JUANJ010
JUANJ023
JUANJ138
GERA010
TOCAC138
NARANJOS
NARAN23
22.96
22.96
20.0020.009.00
20.0020.009.00
20.0020.009.00
-5
55.20
55.20
15.906.609.30
15.906.609.30
15
.90
6.60
9.30
-5
8.33
8.33
16.00
16.00
30.0020.0020.00
30.0020.0020.00
30.0020.0020.00
1
100.00
100.00
0
142.50
142.50
2
2
10.003.00
10.00
10.003.00
10.00
10.003.00
10.00
-1
4
2
96.30
96.30
12.0012.003.60
12.0012.003.60
-5
G~
2.74
2.74
-1
31.53
31.53
12.00
12.00
-6
11.50
11.50
-5
5
15.00
15.00
0
1
G~
G~
G~
G~
G~
G~
G~
124.00
124.00
17.50
17.50
3.50
3.50
-2
4.50
4.50
-1
80.80
80.80
25.70
25.70
20.0020.009.00
20.0020.009.00
20.0020.009.00
-3
30.009.0030.00
30.009.0030.00
30.009.00
30.00
-2
15.0015.005.30
15.0015.005.30
15.0015.005.30
-2
7.003.007.00
7.003.007.00
7.003.007.00
0
8.00
8.00
2
37.00
37.00
G~
DIg
SILE
NT
-
Resumen Plan de Inversiones SCT 2011-2017Área de Demanda 4
51
Propuesta OSINERGMIN Inversión (US$) Longitud de Línea
(km)
Potencia de Transformación
(MVA) Cantidad de Elementos
Total Área de Demanda 4 6 664 079 55,2 50 11
ELECTRORIENTE 6 664 079 55,2 50 11
AT Celda 723 575 - - 5
Línea 3 549 439 55,2 - 1
MAT Celda 356 827 - - 2
Transformador 2 005 326 - 50 2
MT Celda 28 912 - - 1