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Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.

VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 2

INDICE

I. ESTUDIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO ............................................................................ 3

1. OBJETIVOS ............................................................................................................................................................ 3 2. PERIODO DE ESTUDIO ........................................................................................................................................ 3 3. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL ................................................................................................................... 3 4. DEMANDA EN EL AREA DE INFLUENCIA.......................................................................................................... 3 5. MODELAMIENTO DE LA RED............................................................................................................................. 4 6. METODOLOGIA.................................................................................................................................................... 4 7. CRITERIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA ............................................................................................................. 5

7.1. CRITERIOS PARA EVALUAR LOS RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE FLUJO DE POTENCIA .6 8. EQUIPAMIENTO PROGRESIVO DE TRANSFORMADORES ............................................................................. 6 9. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS ....................................................................................................................... 15

9.1. SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO .......................................................................................................... 15 9.2. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA.................................................................................................. 20 9.3. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO ......................................................................................................... 22 9.4. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO .................................................................................. 28 9.5. SISTEMA YAUPI OXAPAMPA.................................................................................................................. 34 9.6. SISTEMA ELÉCTRICO PASCO .................................................................................................................. 39 9.7. SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO ........................................................................................................... 42 9.8. CONCLUSIONES........................................................................................................................................ 46

10. COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................................................ 46 10.1. ASPECTOS GENERALES ........................................................................................................................... 46 10.2. COSTO INCREMENTAL DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES ....................................................................... 47 10.3. COSTO INCREMENTAL DEL CENTRO DE CONTROL ............................................................................ 47 10.4. COSTO INCREMENTAL EN TELECOMUNICACIONES .......................................................................... 49 10.5. COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL............................................................................................................. 51 10.6. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO .................................................................................... 53 10.7. PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN 2017-2021...................................................................... 53



I. ESTUDIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO

1. OBJETIVOS

El presente estudio tiene los siguientes objetivos principales: Analizar la operación del sistema eléctrico de ELECTROCENTRO en estado

estacionario para asegurar la calidad del servicio en relación a los niveles de tensión en las principales barras del sistema y de los niveles de carga en las líneas de transmisión y transformadores.

Analizar la operación del sistema conforme se vaya introduciendo nuevas instalaciones y el equipamiento progresivo que conforman el planeamiento propuesto y que hagan viable la operación del sistema eléctrico de ELECTROCENTRO.

Determinar las pérdidas eléctricas en los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO.

2. PERIODO DE ESTUDIO

El presente estudio hará un análisis de los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO con un horizonte de 10 años, es decir se realizarán simulaciones de flujo de potencia para los años 2016 hasta el 2026, con el fin de fijar el equipamiento que haga viable la operación de los sistemas eléctricos hasta el año final del horizonte de estudio.

3. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

Todos los cuadros de resultados numéricos y gráficos mostrados en el presente Estudio, han sido obtenidos utilizando el programa computacional DIgSILENT Power Factory 14.1.

4. DEMANDA EN EL AREA DE INFLUENCIA

Se ha tomado como año base el 2016 considerando la información proporcionada por ELECTROCENTRO y se ha tenido en cuenta la proyección de demanda elaborada como parte del estudio de mercado eléctrico del presente estudio, hasta el año 2026. Existen nuevas subestaciones que serán instaladas dentro del sistema de ELECTROCENTRO, con respecto a la demanda de estas nuevas subestaciones, mencionaremos lo siguiente:



El año 2017 ingresa en operación la subestación Chilca 60/13.2/10 kV, trasladándose 25 % de la carga de la subestación Salesianos y 20 % de la carga de la subestación Huancayo Este. Para efectos del presente estudio, se mantendrá constante el porcentaje del traslado.

El año 2018 se ha propuesto el ingreso de un transformador de potencia 138/22.9/10 kV en la nueva subestación Huánuco (proyecto aprobado en el Plan de Transmisión del COES), trasladándose progresivamente la carga de 10 kV y 22,9 kV de la subestación Huánuco existente.

5. MODELAMIENTO DE LA RED

El modelo que se ha considerado para los análisis de flujo de potencia del presente estudio corresponde a un sistema reducido del Sistema Interconectado Nacional (SEIN) con énfasis en el modelamiento de la red del Sistema Eléctrico de ELECTROCENTRO. El modelo implementado para el proyecto representa todo el equipamiento en las instalaciones de ELECTROCENTRO. El equipamiento consiste en líneas de transmisión en alta tensión 220 kV, 60 kV, 33 kV y subestaciones de transformación de 138/22,9/10 kV, 60/22,9/10 kV, 60/10 kV, 60/22,9 kV, 50/22,9 kV, 50/13,2 kV, 33/22,9 kV, 33/10 kV así como banco de capacitores existentes.

6. METODOLOGIA

La metodología consiste en lo siguiente: se modelará el diagrama unifilar de cada uno de los sistemas eléctricos que conforman el sistema total de ELECTROCENTRO y las líneas de transmisión y subestaciones del SEIN asociadas a estas redes. El modelo implementado para el proyecto representa todo el equipamiento eléctrico instalado actualmente y los nuevos equipos a instalarse, aprobados por OSINERGMIN en la regulación anterior (Plan de Inversiones 2013 – 2017), y cuyo estado de avance fue informado por ELECTROCENTRO, estos se describen en la siguiente tabla:



Subestación Proyecto Año Ingreso

Linea Huallanca-La Union 60kV 2014

La Union Transformador 60kV 9MVA 2014

Oxapampa Transformador 138kV 25MVA 2015

Ayacucho Transformador 60kV 25MVA 2015

Linea Runatullo-Comas 33kV 2015

Runatullo Transformador 60kV 4MVA 2015

Huanta Transformador 60kV 10MVA 2015

Cangallo Transformador 60kV 10MVA 2016

Orcotuna Transformador 220kV 40MVA 2016

Huanta Banco capacitores 10kV 1,2MVAR 2016

Huanta Banco capacitoresnco 10kV 1,2MVAR 2016

Ayacucho Banco capacitores 10kV 5MVAR 2016

Linea Friaspata-Mollepata 220kV 2016

Mollepata Transformador 220kV 50MVA 2016

Chupaca Transformador 33kV 5MVA 2016

Huarisca Transformador 33kV 2MVA 2016

Linea Huancayo Este - Parque Industrial 60kV 2016

Machahuay Banco capacitores 22,9kV 2,5MVAR 2016

Pasco Transformador 60kV 10MVA 2016

HuancayoEste Transformador 60kV 15MVA 2016

ParqueIndustrial Transformador 60kV 25MVA 2016

Linea Orcotuna-Parque Industrial 60kV 2017

Chilca Transformador 60kV 20MVA * 2017

Linea Yanango Nueva-Yanango 220kV * 2017

Ninatambo Transformador 60kV 20MVA * 2017

YanangoNueva Transformador 220kV 40MVA * 2017

Linea Huayucachi-Salida Salecianos 60kV 2017

Chanchamayo Transformador 60kV 10MVA (rotado ninatambo) * 2017

Ingenio Banco capacitores 23kV 2,5MVAR -

PLANES DE INVERSIONES PROGRAMADO

* Estas inversiones serán re-evaluadas como parte del desarrollo del presente

informe. Modeladas las nuevas instalaciones conforme a sus fechas de ingreso, se procederá a realizar flujos de potencia para los años 2016 hasta el 2026, con el fin de observar los niveles de tensión en las barras y sobrecarga en líneas, determinándose los equipos adicionales como bancos de capacitores o refuerzos en el sistema de transmisión y la fecha estimada donde se requiere la instalación del equipamiento propuesto.

7. CRITERIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

Para evaluar la operación del sistema eléctrico, se aplican los siguientes criterios: Cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

(NTCSE): el sistema debe operar dentro de las tolerancias establecidas para la variación de tensión y por debajo de su capacidad máxima de transmisión o transporte de electricidad, sin sobrecarga en operación normal y el margen de sobrecarga en condiciones de emergencia.



7.1. CRITERIOS PARA EVALUAR LOS RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE FLUJO DE POTENCIA

- La variación de la tensión en barras de suministro del sistema en operación normal es de ±2,5 % de la Tensión nominal.

- La variación de la tensión en barras del sistema de transmisión en operación normal es de ±5 % de la Tensión de operación.

- El límite de carga de las líneas y transformadores es hasta el 100% de su Potencia nominal (MVA) en operación normal.

- No se permite sobrecargas en transformadores, en operación normal.

- La sobrecarga en líneas y transformadores no debe superar el 20% por cuatro horas.

8. EQUIPAMIENTO PROGRESIVO DE TRANSFORMADORES

El equipamiento progresivo de transformadores ha sido realizado comparando la máxima demanda que se presentaría en las barras de alta y media tensión, para tal fin se utilizó la demanda no coincidente del sistema eléctrico, formato de demanda F-120. Se ha considerado la factibilidad de instalar un transformador existente en paralelo con los nuevos transformadores propuestos y la puesta en paralelo de un transformador existente con alguno rotado desde otra subestación que se encuentre en reserva. La metodología empleada es simple y consiste en evitar que la máxima demanda proyectada por subestación, exceda la potencia instalada de los transformadores. A continuación se muestran las tablas donde se detalla la propuesta de implementación y rotación de transformadores, con el fin de cubrir la demanda prevista y tener una operación viable de los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO.



IMPLEMENTACIÓN Y ROTACIÓN DE TRANSFORMADORES

TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 3,00 3,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

22,90 2,47 2,71 3,08 3,25 3,42 3,60 3,79 3,99 4,21 4,43 4,67 4,91 5,17

% 82% 90% 31% 32% 34% 36% 38% 40% 42% 44% 47% 49% 52%

MVA 5,00 5,00 5,00 5,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

22,90 5,15 5,66 7,67 8,02 8,38 8,75 9,15 9,57 10,02 10,48 10,97 11,48 12,02

% 103% 113% 153% 160% 56% 58% 61% 64% 67% 70% 73% 77% 80%

MVA 15,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 55,00 55,00

60,00 17,51 18,91 24,69 28,97 30,19 31,45 32,82 34,26 35,76 37,35 39,00 40,74 42,57

% 117% 47% 62% 72% 75% 79% 82% 86% 89% 93% 98% 74% 77%

MVA 15,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 55,00 55,00

10,00 14,79 15,58 21,18 24,81 25,84 26,90 28,06 29,27 30,54 31,88 33,28 34,75 36,29

% 99% 39% 53% 62% 65% 67% 70% 73% 76% 80% 83% 63% 66%

MVA 4,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 55,00 55,00

22,90 2,72 3,33 3,51 4,17 4,36 4,55 4,76 4,99 5,22 5,47 5,72 5,99 6,28

% 68% 11% 12% 14% 15% 16% 16% 17% 18% 19% 20% 11% 11%

MVA - 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 15,00

69,00 - 6,58 6,85 7,14 7,43 7,74 8,07 8,42 8,78 9,17 9,57 9,99 10,43

% - 66% 69% 71% 74% 77% 81% 84% 88% 92% 96% 100% 70%

MVA 3,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

10,00 3,30 4,52 4,74 4,96 5,19 5,43 5,69 5,96 6,24 6,54 6,85 7,18 7,52

10,00 2,35 2,47 2,63 2,78 2,95 3,12 3,30 3,49 3,70 3,91 4,13 4,36 4,61

% 110% 45% 47% 50% 52% 54% 57% 60% 62% 65% 69% 72% 75%

MVA 3,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 15,00

22,90 0,95 2,05 2,11 2,18 2,24 2,31 2,39 2,46 2,54 2,63 2,72 2,81 2,91

% 32% 21% 21% 22% 22% 23% 24% 25% 25% 26% 27% 28% 19%

MVA 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00

23,00 1,04 1,10 1,16 1,23 1,31 1,38 1,46 1,55 1,64 1,73 1,83 1,93 2,04

% 35% 37% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 55% 58% 61% 64% 68%

CANGA023S.E. Cangallo

S.E. Ayacucho

SFRAN023S.E. San Francisco

SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA

AYACU060

AYACU010

AYACU023

HUANT010.Cons

HUANT023.Cons

MACHA023S.E. Machahuay

S.E. Huanta

HUANT060

Ayacucho, Ayacucho Rural, Huanta Ciudad,

Huanta Rural, Cangallo-Llusita, San

Francisco

10 MVA

15 MVA

30/30/30 MVA

5 MVA de San Francisco

25/25/25 MVA

10/10/10 MVA - 69/22,9/10 kV

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



En el caso particular de la subestación Rumichaca, a partir del año 2019 se presenta sobrecarga en el transformador regulador de tensión.

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador

TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

220,00 3,44 3,54 3,67 3,79 3,92 4,04 4,17 4,31 4,45 4,60 4,75 4,90 5,06

% 11% 12% 12% 13% 13% 13% 14% 14% 15% 15% 16% 16% 17%

MVA 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

10,00 4,98 5,11 5,30 5,48 5,66 5,84 6,03 6,23 6,44 6,65 6,87 7,09 7,32

10,00 3,44 3,54 3,67 3,79 3,92 4,04 4,17 4,31 4,45 4,60 4,75 4,90 5,06

% 50% 51% 53% 55% 57% 58% 60% 62% 64% 66% 69% 71% 73%

MVA 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50

22,90 1,53 1,58 1,63 1,69 1,74 1,80 1,86 1,92 1,98 2,05 2,12 2,18 2,26

% 61% 63% 65% 68% 70% 72% 74% 77% 79% 82% 85% 87% 90%

MVA 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00

22,00 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,07 0,07

% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

MVA 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50

22,90 6,19 6,19 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77 7,77

% 50% 50% 62% 62% 62% 62% 62% 62% 62% 62% 62% 62% 62%

MVA 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60

22,90 2,24 2,30 2,39 2,47 2,55 2,63 2,72 2,81 2,90 3,00 3,09 3,19 3,30

% 86% 89% 92% 95% 98% 101% 105% 108% 112% 115% 119% 123% 127%

MVA 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50 12,50

22,90 9,00 9,34 9,71 9,72 9,72 9,73 9,73 9,74 9,74 9,75 9,76 9,76 9,77

% 72% 75% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78%


S.E. Ingenio (Cascabamba)

FRIAS220

S.E. Rumichaca

S.E. Caudalosa

RIMIC023

CAUDA023

S.E. Friaspata

S.E. Huancavelica Norte

S.E. Ingenio_Huancavelica Ciudad, Huancavelica Rural

FRIAS010

HCVLN023

INGEN023C

INGEN023A



TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

13,20 0,25 0,26 0,27 0,29 0,30 0,32 0,33 0,35 0,37 0,38 0,40 0,42 0,45

% 25% 26% 27% 29% 30% 32% 33% 35% 37% 38% 40% 42% 45%

MVA 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00

33,00 0,61 0,63 0,66 0,69 0,73 0,76 0,80 0,84 0,88 0,93 0,97 1,02 1,07

% 20% 21% 22% 23% 24% 25% 27% 28% 29% 31% 32% 34% 36%

MVA 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

22,90 0,12 0,13 0,14 0,14 0,15 0,16 0,16 0,17 0,18 0,19 0,20 0,21 0,22

% 12% 13% 14% 14% 15% 16% 16% 17% 18% 19% 20% 21% 22%

MVA 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00

13,20 0,48 0,50 0,53 0,55 0,58 0,60 0,63 0,67 0,70 0,74 0,77 0,81 0,86

% 24% 25% 26% 28% 29% 30% 32% 33% 35% 37% 39% 41% 43%

MVA 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 20,00 20,00 20,00

13,20 4,86 5,04 5,52 5,77 6,03 6,31 6,61 6,93 7,27 7,63 8,01 8,41 8,83

% 61% 63% 69% 72% 75% 79% 83% 87% 91% 95% 40% 42% 44%

MVA 27,00 27,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00 45,00

10,00 11,84 12,76 13,70 14,44 15,09 15,76 16,50 17,28 18,11 18,99 19,91 20,88 21,91

% 44% 47% 30% 32% 34% 35% 37% 38% 40% 42% 44% 46% 49%

MVA 5,00 5,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 20,00

13,20 4,72 5,35 5,58 7,41 7,66 7,93 8,22 8,54 8,87 9,21 9,58 9,97 10,38

% 94% 107% 56% 74% 77% 79% 82% 85% 89% 92% 96% 100% 52%

MVA 10,00 10,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 45,00

10,00 8,63 18,43 24,68 21,05 21,42 21,81 22,24 22,70 23,18 23,70 24,23 24,80 25,40

% 86% 184% 99% 84% 86% 87% 89% 91% 93% 95% 97% 99% 56%

MVA 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

60,00 12,36 12,72 13,09 13,51 13,95 14,42 14,91 15,43 15,97 16,55

% 49% 51% 52% 54% 56% 58% 60% 62% 64% 66%

MVA 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

13,20 7,09 7,36 7,64 7,95 8,27 8,62 8,98 9,37 9,77 10,20

% 28% 29% 31% 32% 33% 34% 36% 37% 39% 41%

MVA 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

10,00 5,26 5,36 5,45 5,56 5,68 5,80 5,92 6,06 6,20 6,35

% 21% 21% 22% 22% 23% 23% 24% 24% 25% 25%

S.E. Chilca

CHILC60

CHILC13,2

CHILC010


CHANU013

S.E. Chupaca

S.E. Parque Industrial

S.E. El Machu

S.E. Chala Nueva

ELMAC013

ELMAC023

ELMAC033

CHUPA013

HCYOE010

HUAYU010

PINDU010.Cons

S.E.Huayucachi II

S.E. Huancayo Este

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del

Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del

Mantaro 4

25/25/25 MVA

5 MVA

15 MVA

15 MVA

toma 25% de carga S.E. Salesianos

toma 20% de carga S.E. Huancayo Este

30 MVA

15 MVA

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 0,63 0,63 0,63 0,63 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00

13,20 0,56 0,59 0,61 0,64 0,67 0,70 0,74 0,78 0,82 0,86 0,90 0,95 1,00

% 89% 93% 97% 102% 13% 14% 15% 16% 16% 17% 18% 19% 20%

MVA 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00

13,20 6,13 6,57 8,55 8,87 9,20 9,55 9,93 10,34 10,77 11,22 11,70 12,20 12,73

% 61% 66% 86% 89% 92% 96% 99% 41% 43% 45% 47% 49% 51%

MVA 0,50 0,50 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00

13,20 0,36 0,37 0,39 0,41 0,43 0,45 0,47 0,50 0,52 0,55 0,58 0,61 0,64

% 72% 75% 20% 21% 22% 23% 24% 25% 26% 28% 29% 30% 32%

MVA 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08

7,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

% 6% 6% 7% 7% 7% 8% 8% 9% 9% 9% 10% 10% 11%

MVA 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

7,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02

% 58% 60% 63% 66% 70% 73% 76% 80% 84% 89% 93% 98% 103%

MVA 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

7,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

% 25% 26% 27% 29% 30% 32% 33% 35% 37% 38% 40% 43% 45%

MVA 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40

13,20 0,22 0,23 0,24 0,25 0,26 0,27 0,29 0,30 0,32 0,33 0,35 0,37 0,39

% 55% 57% 59% 62% 65% 68% 72% 75% 79% 83% 87% 92% 97%

MVA 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 44,00 44,00 44,00 44,00 44,00

10,00 19,69 23,65 25,95 21,28 22,09 22,92 23,85 24,82 25,86 26,95 28,10 29,31 30,59

% 79% 95% 104% 85% 88% 92% 95% 99% 59% 61% 64% 67% 70%

MVA 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 22,00 22,00

13,20 4,31 4,47 4,69 4,91 5,15 5,39 5,66 5,95 6,25 6,57 6,90 7,26 7,63

% 62% 64% 67% 70% 74% 77% 81% 85% 89% 94% 99% 33% 35%

S.E. Salesianos

S.E. Matapa

S.E. La Libertad

S.E. EL Tambo

S.E. Chuicon

S.E. Huarisca

LALIB007

XAUXA013

COMAS013

CONCEO013

HUARI013

S.E. Concepcion

S.E. Comas

CHUIC007

ELTAM007

SALES010

S.E. Xauxa

Huancayo, Valle del Mantaro 1, Valle del

Mantaro 2, Valle del Mantaro 3, Valle del

Mantaro 4


MATAP013

2 MVA

15 MVA

15 MVA - 60/13,2 kV

Se traslada 25% carga a S.E. Chilca 13,2 kV

30 MVA

5MVA

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00 48,00

10,00 18,34 21,70 23,97 13,95 14,81 15,72 16,69 17,73 18,82 19,98 21,19 18,35 19,44

% 38% 45% 50% 29% 31% 33% 35% 37% 39% 42% 44% 38% 40%

MVA 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00

22,90 6,14 6,69 7,38 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

% 123% 134% 148% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

MVA 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00

22,90 2,00 2,13 2,28 2,44 2,61 2,79 2,98 3,19 3,40 3,63 3,87 0,00 0,00

% 50% 53% 57% 61% 65% 70% 75% 80% 85% 91% 97% 0% 0%

MVA 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00

138,00 19,38 20,60 21,87 23,24 24,70 26,24 27,86 29,57 35,49 37,65

% 39% 41% 44% 46% 49% 52% 56% 59% 71% 75%

MVA 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00

22,90 7,88 8,40 8,94 9,53 10,16 10,82 11,51 12,25 17,14 18,22

% 16% 17% 18% 19% 20% 22% 23% 24% 34% 36%

MVA 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00

10,00 11,51 12,20 12,92 13,71 14,54 15,42 16,35 17,32 18,35 19,44

% 23% 24% 26% 27% 29% 31% 33% 35% 37% 39%

MVA 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00 9,00

23,00 2,68 2,85 3,06 3,28 3,51 3,74 4,00 4,27 4,56 4,87 5,19 5,52 5,88

% 30% 32% 34% 36% 39% 42% 44% 47% 51% 54% 58% 61% 65%

S.E. Nueva Huanuco

NUEVHUANU138

NUEVHUANU22,9

NUEVHUANU010

UNION023S.E. La Unión

Huánuco, Huánuco Rural 1, Huánuco Rural 2

HUANU010

HUANU023

HUANU023_4


S.E. Huanuco

Toma 50% de carga de HUANU010

Toma 100% de carga de HUANU023

50% DE CARGA DE 10 KV, MAS CARGA DE 22,9 KV DEL

DEVANADO DE 4 MVA

Toma 100% de carga de HUANU023_4

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

22,90 1,46 1,54 1,64 1,74 1,85 1,96 2,08 2,21 2,34 2,48 2,63 2,79 2,96

% 10% 10% 11% 12% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 20%

MVA - - - 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

138,00 - - - 16,57 17,22 17,89 18,63 19,41 20,23 21,09 22,00 22,96 23,97

% - - - 55% 57% 60% 62% 65% 67% 70% 73% 77% 80%

MVA 2,00 2,00 2,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

22,90 1,52 1,60 1,70 4,44 4,55 4,67 4,79 4,93 5,07 5,21 5,37 5,53 5,71

% 76% 80% 85% 15% 15% 16% 16% 16% 17% 17% 18% 18% 19%

MVA 10,00 10,00 10,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

10,00 7,35 7,75 8,98 12,13 12,67 13,23 13,84 14,48 15,16 15,88 16,63 17,43 18,26

% 73% 78% 90% 40% 42% 44% 46% 48% 51% 53% 55% 58% 61%

MVA 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 14,00 22,00 22,00 22,00 22,00 22,00 22,00

22,90 11,18 11,58 11,99 12,42 12,87 13,33 13,82 14,31 14,83 15,36 15,92 16,49 17,08

% 80% 83% 86% 89% 92% 95% 99% 65% 67% 70% 72% 75% 78%

AUCAY023

TINGO138

TOCAC023

S.E. Tingo María

S.E. Tocache

S.E. Aucayacu

Tocache

Tingo María, Tingo María Rural, Aucayacu

TINGO023

TINGO010


30/30/30 MVA de 138/22,9/10 KV

15MVA de 138/22,9 KV

TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 7,00 7,00 7,00 37,00 37,00 37,00 37,00 37,00 37,00 37,00 37,00 37,00 37,00

22,90 6,55 7,16 9,98 10,23 10,50 10,78 11,10 11,44 11,80 12,19 12,61 13,05 13,53

% 94% 102% 143% 28% 28% 29% 30% 31% 32% 33% 34% 35% 37%

MVA 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

44,00 5,95 6,63 6,85 7,08 7,32 7,58 7,87 8,17 8,50 8,86 9,23 9,64 10,07

% 59% 66% 68% 71% 73% 76% 79% 27% 28% 30% 31% 32% 34%

MVA 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

22,90 1,99 2,57 2,64 2,72 2,80 2,89 2,98 3,08 3,20 3,31 3,44 3,57 3,72

% 40% 51% 53% 54% 56% 58% 60% 10% 11% 11% 11% 12% 12%

MVA 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00 30,00

10,00 3,96 4,06 4,21 4,36 4,52 4,69 4,88 5,09 5,31 5,54 5,80 6,06 6,35

% 79% 81% 84% 87% 90% 94% 98% 17% 18% 18% 19% 20% 21%

NINAT044

S.E. Ninatambo

NINA010

NINAT023

Tarma, Tarma Rural, Chanchamayo

CHANC023S.E. Chanchamayo


30/30/30 MVA 60/22,9/10 KV

30 MVA 60/22,9 KV

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

13,20 0,53 0,55 0,57 0,59 0,61 0,63 0,65 0,68 0,70 0,72 0,75 0,77 0,80

% 53% 55% 57% 59% 61% 63% 65% 68% 70% 72% 75% 77% 80%

MVA 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

13,20 0,10 0,10 0,10 0,11 0,11 0,11 0,12 0,12 0,13 0,13 0,14 0,14 0,14

% 38% 40% 41% 43% 44% 46% 47% 49% 51% 52% 54% 56% 58%

MVA 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00

69,00 2,27 2,35 2,44 2,53 2,62 2,71 2,81 2,91 3,01 3,11 3,22 3,32 3,43

% 32% 34% 35% 36% 37% 39% 40% 42% 43% 44% 46% 47% 49%

MVA 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00

23,00 1,19 1,23 1,28 1,32 1,37 1,42 1,47 1,52 1,57 1,63 1,68 1,74 1,80

% 17% 18% 18% 19% 20% 20% 21% 22% 22% 23% 24% 25% 26%

MVA 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00

10,00 1,08 1,12 1,16 1,21 1,25 1,29 1,34 1,39 1,43 1,48 1,53 1,58 1,64

% 54% 56% 58% 60% 62% 65% 67% 69% 72% 74% 77% 79% 82%

MVA 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50

22,90 0,74 0,76 0,79 0,82 0,85 0,88 0,91 0,94 0,97 1,01 1,04 1,07 1,11

% 49% 51% 53% 55% 57% 58% 61% 63% 65% 67% 69% 72% 74%

PAMPA010

S.E. Pampas

HCYCC013S.E. Huancayoccasa

RESTI013S.E. Restitución

PAMPA069

PAMPA023

Pampas, Tablachaca


TABLA023S.E. Tablachaca

TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 7,00 17,00 17,00 17,00 17,00 17,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00

22,90 10,58 11,56 13,22 14,60 15,50 16,44 17,46 18,55 19,69 20,90 22,18 23,52 24,94

% 151% 68% 78% 86% 91% 97% 44% 46% 49% 52% 55% 59% 62%

PASCO023S.E. Pasco

Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo,

San José, Yaupi, Junín, Pichanaki,

Chalhuamayo-Satipo, Pozuzo

SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA 10 MVA de 50/22,9 KV 30 MVA de 50/22,9 KV

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



TENSIÓN 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(kV) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

MVA 9,00 9,00 9,00 9,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

60,00 4,24 4,50 4,83 5,17 5,53 5,91 6,32 6,75 7,21 7,70 8,21 8,75 9,31

% 47% 50% 54% 57% 37% 39% 42% 45% 48% 51% 55% 58% 62%

MVA 2,00 2,00 2,00 2,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

13,20 1,77 1,88 2,02 2,16 2,32 2,47 2,64 2,83 3,02 3,22 3,43 3,66 3,90

% 89% 94% 101% 108% 15% 16% 18% 19% 20% 21% 23% 24% 26%

MVA 7,00 7,00 7,00 7,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

23,00 2,46 2,62 2,81 3,01 3,22 3,44 3,67 3,93 4,19 4,48 4,77 5,09 5,42

% 35% 37% 40% 43% 21% 23% 24% 26% 28% 30% 32% 34% 36%

MVA 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00

33,00 2,00 2,54 2,70 2,86 3,03 3,20 3,40 3,60 3,82 4,05 4,29 4,54 4,81

% 29% 36% 39% 41% 43% 46% 49% 51% 55% 58% 61% 65% 69%

MVA 8,00 8,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00 33,00

23,00 1,96 2,09 2,24 2,40 2,57 2,74 2,93 3,13 3,34 3,57 3,81 4,06 4,32

% 25% 26% 7% 7% 8% 8% 9% 9% 10% 11% 12% 12% 13%

MVA 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00

23,00 1,74 1,85 1,99 2,13 2,28 2,43 2,60 2,78 2,97 3,17 3,38 3,60 3,83

% 35% 37% 40% 43% 46% 49% 52% 56% 59% 63% 68% 72% 77%

MVA 4,00 4,00 4,00 4,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

22,90 3,34 3,79 4,23 4,63 4,91 5,21 5,53 5,87 6,24 6,62 7,02 7,45 7,89

% 83% 95% 106% 116% 33% 35% 37% 39% 42% 44% 47% 50% 53%

MVA 11,00 11,00 11,00 11,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00 26,00

22,90 9,61 10,93 12,15 13,06 13,88 14,73 15,66 16,64 17,69 18,78 19,94 21,17 22,46

% 87% 99% 110% 119% 53% 57% 60% 64% 68% 72% 77% 81% 86%

MVA 3,00 3,00 3,00 3,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00 15,00

13,20 0,88 0,93 1,00 1,86 7,20 7,27 7,36 7,45 7,54 7,64 7,75 7,86 7,98

% 29% 31% 33% 62% 48% 48% 49% 50% 50% 51% 52% 52% 53%


Pasco, Pasco Rural, Oroya, Carhuamayo,

San José, Yaupi, Junín, Pichanaki,

Chalhuamayo-Satipo, Pozuzo

PICHA013

PICHA023

S.E. Pichanaki

S.E. Puerto Bermudez

S.E. Oxapampa

S.E. Villa Rica

C.H. Chalhuamayo

S.E. Satipo

S.E. Junín JUNIN013

PICHA060

PBERM033

OXAPA023

VRICA023

CHALH023

SATIP023

25/25/25 MVA de 138/60/22,9 KV

15 MVA

15/15/15 MVA de 60/22,9/13,2 KV

Nueva S.E. 15 MVA, 66/22,9 KV

15/15/15 MVA 60/22,9/10 KV

Primer cambio de

Transformador

Segundo cambio de

Transformador

Tercer cambio de

Transformador



9. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

A continuación se analizará el comportamiento de los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO, evaluado mediante simulaciones de flujo de potencia en operación normal. Las siguientes tablas muestran el equipamiento progresivo de transformadores, líneas y bancos de capacitores y también un resumen de los resultados obtenidos en las simulaciones de flujo de potencia para cada uno de los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO.

9.1. SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO

En el sistema eléctrico Ayacucho no se presentan problemas en el sistema de transmisión. El nuevo punto de suministro desde la subestación Mollepata 220 kV, permite la descarga de líneas y el adecuado control de tensiones en barra, hasta el horizonte de estudio 2026. Por lo expuesto no amerita la evaluación de alternativas, solo la implementación o rotación de transformadores de potencia. Se debe indicar que para la S.E. Huanta se ha desarrollado el estudio de Operatividad el cual ha sido presentado al COES con carta “GR-423-2015.pdf” el cual se encuentra en etapa de revisión en el cual se ha consignado una configuración en PI en el lado de 60 kV de la S.E. Huanta, por lo cual se solicita que se reconozcan dos celdas de línea en 60 kV. El equipamiento progresivo de transformadores se muestra en las tablas siguientes, asimismo se indica el año de ingreso.

Sistema AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE San Francisco - 60/22.9/10 KV - 15/15/15 MVA

2018 El transformador de 5/5/1 MVA de la SE San Francisco entra en reserva

2022 Nuevo transformador en la SE Mollepata - 220/60 KV - 50 MVA

2025 Nuevo transformador en la SE Ayacucho - 60/22.9/10 KV - 30/30/30 MVA

2025 El transformador de 15/4/15 MVA de la SE Ayacucho entra en reserva

EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES

Ayacucho

La Fig.1 muestra el sistema eléctrico Ayacucho para el año base 2016 y la Fig.2 nos muestra el sistema eléctrico Ayacucho para el año 2026 con el equipamiento descrito.



Fig.1

Fig.2

HUANCAVELICA230

235,75 kV

1,02 p.u.

MANTARO230

235,75 kV

1,02 p.u.

M O L L E P 2 2 0

232,99 kV

1,06 p.u.

HUANT2322,98 kV

1,00 p.u.

LLUS04

0,44 kV

1,01 p.u.

LLUS23

23,05 kV

1,01 p.u.

SFRANC04

0,44 kV

0,99 p.u.

SFRANC23

22,69 kV

0,99 p.u.

Q U IC A P 2 .4 B

2,45 kV

1,02 p.u.

Q U IC A P 2 .4 A

2,45 kV

1,02 p.u.

Q U IC A P 1 0

10,16 kV

1,02 p.u.

S..

S a n _ F r a n c is c o 2 2 .9

22,69 kV

0,99 p.u.

D..

67,35 kV

0,98 p.u.

S a n _ F r a n c is c o 6 9

66,28 kV

0,96 p.u.

M o lle p a ta 6 9 b

69,28 kV

1,00 p.u.

D..

68,21 kV

0,99 p.u.

A Y A 2 3

23,35 kV

1,02 p.u.

A Y A 1 0

10,15 kV

1,02 p.u.

C O B R I1 0

10,00 kV

1,00 p.u.

C O B R I4

4,19 kV

1,01 p.u. MAC H A23

23,16 kV

1,01 p.u.

C AN G 23

23,05 kV

1,00 p.u.

H U AN T10

9,97 kV

1,00 p.u.

C O B R I_1 0

10,14 kV

1,01 p.u.

C O B R I_6 9

69,97 kV

1,01 p.u.

CANG69

68,94 kV

1,00 p.u.

AYA69

68,80 kV

1,00 p.u.

HUANT69

68,19 kV

0,99 p.u.

MACHA69

67,35 kV

0,98 p.u.

C O B R 69

67,33 kV

0,98 p.u.

SEIN HUANCAVELICA

52,57 ..

9,56 Mvar

0,98

SEIN MANTARO

15,94 ..

4,66 Mvar

0,96

3-Winding..

7,35 MW

3,39 Mvar

68,03 %

2,01 MW

1,63 Mvar

68,03 %

-9,41 MW

-4,34 ..

68,03 %

0

AY AC_T2

6,44 MW

2,75 Mvar

67,75 %

-1,58 MW

-0,52 ..

67,75 %

-4,85 MW

-1,59 ..

67,75 %

0

CA

NG

_T

1

0

Mach-2MVAR

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

Huant-5MVAR

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

tr2

ca

ng

_8

02

-0,65 MW

-0,89 ..

10,97 %

0,66 MW

0,93 Mvar

10,97 %

3

Ay a-5MVAR

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

Cobriza2

1

Ln

e F

ria

sp

ata

-Mo

lle

pa

ta

33,60 ..

2,51 Mvar

14,39 %

-33,42..

-18,27..

14,39 %

tr2

mo

lle

p_

T1

-33,37..

-15,58..

73,36 %

33,42 ..

18,27 ..

73,36 %

2

Ay a-2MVAR

2

lod llus23

0,22 MW

0,07 Mvar

lod huant23

1,58 MW

0,52 Mvar

tr2

hu

an

t_T

2

0

G~

Llusita_G2

0,90 MW

0,00 Mvar

90,00 %

G~

Llusita_G1

0,90 MW

0,00 Mvar

90,00 %

tr2

Llu

sit

a_

T2

-0,89 MW

0,04 Mvar

89,20 %

0,90 MW

-0,00 ..

89,20 %

0

tr2

Llu

sit

a_

T1

-0,89 MW

0,04 Mvar

89,20 %

0,90 MW

-0,00 ..

89,20 %

0

Ln

e C

an

ga

llo

-CH

Llu

sit

a

-1,57 MW

0,16 Mvar

20,25 %

1,57 MW

-0,16 ..

20,25 %

G~

SanFranc isco_G2

0,70 MW

0,00 Mvar

70,00 %

G~

SanFranc isco_G1

0,70 MW

0,00 Mvar

70,00 %

tr2

Sa

nF

ra

nc

isc

o_

G2

-0,70 MW

0,03 Mvar

70,51 %

0,70 MW

-0,00 ..

70,51 %

0

tr2

Sa

nF

ra

nc

isc

o_

G1

-0,70 MW

0,03 Mvar

70,51 %

0,70 MW

-0,00 ..

70,51 %

0

Ln

e S

an

Fra

nc

isc

o-C

HS

nF

ra

nc

isc

o

-1,39 MW

0,06 Mvar

18,17 %

1,39 MW

-0,06 ..

18,17 %

G~

Quicapata_G2

0,50 MW

0,00 Mvar

76,34 %

G~

Quicapata_G1

0,50 MW

0,00 Mvar

76,34 %

tr2

Qu

ica

p_

G2

-0,50 MW

0,03 Mvar

75,40 %

0,50 MW

0,00 Mvar

75,40 %

0

tr2

Qu

ica

p_

G1

-0,50 MW

0,03 Mvar

75,40 %

0,50 MW

0,00 Mvar

75,40 %

0

Ln

e A

ya

cu

ch

o-Q

uic

ap

ata

-0,99 MW

0,06 Mvar

35,26 %

0,99 MW

-0,06 ..

35,26 %

tr3 Mollepata

12

lod san_f rancisco22.9

5,00 MW

1,64 Mvar

tr3 San_Francisco

3,63 MW

2,00 Mvar

82,48 %

-3,61 MW

-1,70 ..

82,48 %

-2

lne

DM

ac

h..

0,96 MW

0,34 Mvar

2,45 %

-0,96 MW

-0,34 ..

2,45 %

lne

DH

ua

nt-

Hu

an

ta

6,44 MW

2,74 Mvar

16,65 %

-6,44 MW

-2,75 ..

16,65 %

lne

Mo

lle

pa

ta-C

an

ga

llo

0,66 MW

-0,17 ..

2,82 %

-0,66 MW

-0,93 ..

2,82 %

lne

Mo

lle

pa

ta-S

an

Fra

nc

isc

o

3,75 MW

2,16 Mvar

12,03 %

-3,63 MW

-2,00 ..

12,03 %

lne

Mo

lle

pa

ta-A

ya

cu

ch

o

-21,36..

-9,17 ..

54,79 %

21,43 ..

9,34 Mvar

54,79 %

tr3 ay a_8001

14,01 ..

5,78 Mvar

58,16 %

-5,14 MW

-2,66 ..

58,16 %

-8,86 MW

-2,04 ..

58,16 %

0

tr3 cobriz_8001

13,35 ..

5,58 Mvar

52,58 %

-6,64 MW

-2,18 ..

52,58 %

-6,64 MW

-2,18 ..

52,58 %

2

0

tr2

ma

ch

a_

80

1

0,96 MW

0,34 Mvar

33,24 %

-0,95 MW

-0,31 ..

33,24 %

0

tr2

hu

an

t_8

01

-2

tr3 cam_2671

15,94 ..

4,66 Mvar

32,40 %

-15,88..

-3,89 ..

32,40 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

32,40 %

0

lne Huanta-Mollepata

-7,4

8 M

W

-4,4

5 .

.

20

,69

%

7,53 MW

4,25 Mvar

20,69 %

lne

CO

B1

_C

OB

2_

81

13,56 ..

3,45 Mvar

24,21 %

-13,27..

-3,40 ..

24,21 %

lne Cobriza-Ay acucho(3)

0,0

7 M

W

2,1

6 M

va

r

5,2

6 %

-0,07 MW

-2,18 ..

5,26 %


1,0

4 M

W

1,7

1 M

va

r

6,5

0 %

-1,0

3 M

W

-2,5

0 .

.

6,5

0 %

lod cang23

2,22 MW

0,73 Mvar

lod ay a10

19,26 ..

6,33 Mvar

lod ay a23

3,13 MW

1,03 Mvar

lod huant10

4,85 MW

1,59 Mvar

lod macha23

0,95 MW

0,31 Mvar

lod cobri4

6,64 MW

2,18 Mvar

lod cobri10

6,64 MW

2,18 Mvar

DIg

SIL

EN

T

HUANCAVELICA230

235,75 kV

1,02 p.u.

MANTARO230

235,75 kV

1,02 p.u.

M O L L E P 2 2 0

229,71 kV

1,04 p.u.

HUANT23

23,47 kV

1,02 p.u.

LLUS04

0,44 kV

1,01 p.u.

LLUS23

22,99 kV

1,00 p.u.

SFRANC04

0,44 kV

0,99 p.u.

SFRANC23

22,69 kV

0,99 p.u.

Q U IC A P 2 .4 B

2,43 kV

1,01 p.u.

Q U IC A P 2 .4 A

2,43 kV

1,01 p.u.

Q U IC A P 1 0

10,09 kV

1,01 p.u.

San_F ranc isc ..

9,97 kV

1,00 p.u.

S a n _ F r a n c is c o 2 2 .9

22,68 kV

0,99 p.u.

D..

67,45 kV

0,98 p.u.

S a n _ F r a n c is c o 6 9

64,98 kV

0,94 p.u.

M o lle p a ta 6 9 b

70,05 kV

1,02 p.u.

D..

68,61 kV

0,99 p.u.

A Y A 2 3

23,32 kV

1,02 p.u.

A Y A 1 0

10,08 kV

1,01 p.u.

C O B R I1 0

10,02 kV

1,00 p.u.

C O B R I4

4,19 kV

1,01 p.u. MAC H A23

23,03 kV

1,00 p.u.

C AN G 23

22,98 kV

1,00 p.u.

H U AN T10

10,27 kV

1,03 p.u.

C O B R I_1 0

10,14 kV

1,01 p.u.

C O B R I_6 9

69,97 kV

1,01 p.u.

CANG69

69,08 kV

1,00 p.u.

AYA69

69,18 kV

1,00 p.u.

HUANT69

68,58 kV

0,99 p.u.

MACHA69

67,45 kV

0,98 p.u.

C O B R 69

67,43 kV

0,98 p.u.

AY ACUCHO 2B

20,80 ..

9,41 Mvar

72,59 %

-3,94 MW

-1,63 ..

72,59 %

-16,84..

-5,54 ..

72,59 %

0

SAN FRANCISCO

6,44 MW

2,93 Mvar

47,87 %

-6,43 MW

-2,63 ..

47,87 %

-2

MO

LL

EP

AT

A 2

-29,06..

-13,44..

63,07 %

29,09 ..

15,43 ..

63,07 %

0

SEIN HUANCAVELICA

80,32 ..

26,45 ..

0,95

SEIN MANTARO

18,22 ..

4,75 Mvar

0,97

3-Winding..

5,73 MW

1,58 Mvar

47,45 %

1,31 MW

0,68 Mvar

47,45 %

-7,06 MW

-1,90 ..

47,45 %

0

AY AC_T2

4,95 MW

1,29 Mvar

49,19 %

-3,49 MW

-1,39 ..

49,19 %

-1,44 MW

0,37 Mvar

49,19 %

0

CA

NG

_T

1

0

Mach-2MVAR

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

Huant-5MVAR

0,00 MW

-1,27 ..

1

tr2

ca

ng

_8

02

-2,15 MW

-1,38 ..

25,49 %

2,16 MW

1,47 Mvar

25,49 %

3

Ay a-5MVAR

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

Cobriza2

1

Ln

e F

ria

sp

ata

-Mo

lle

pa

ta

58,62 ..

17,65 ..

25,23 %

-58,17..

-30,86..

25,23 %

tr2

mo

lle

p_

T1

-29,06..

-13,44..

63,07 %

29,09 ..

15,43 ..

63,07 %

0

Ay a-2MVAR

2

lod llus23

0,22 MW

0,07 Mvar

lod huant23

2,18 MW

0,72 Mvar

tr2

hu

an

t_T

2

0

G~

Llusita_G2

0,90 MW

0,00 Mvar

90,00 %

G~

Llusita_G1

0,90 MW

0,00 Mvar

90,00 %

tr2

Llu

sit

a_

T2

-0,89 MW

0,04 Mvar

89,46 %

0,90 MW

-0,00 ..

89,46 %

0

tr2

Llu

sit

a_

T1

-0,89 MW

0,04 Mvar

89,46 %

0,90 MW

-0,00 ..

89,46 %

0

Ln

e C

an

ga

llo

-CH

Llu

sit

a

-1,57 MW

0,16 Mvar

20,31 %

1,57 MW

-0,16 ..

20,31 %

G~

SanFranc isco_G2

0,70 MW

0,00 Mvar

70,00 %

G~

SanFranc isco_G1

0,70 MW

0,00 Mvar

70,00 %

tr2

Sa

nF

ra

nc

isc

o_

G2

-0,70 MW

0,03 Mvar

70,53 %

0,70 MW

0,00 Mvar

70,53 %

0

tr2

Sa

nF

ra

nc

isc

o_

G1

-0,70 MW

0,03 Mvar

70,53 %

0,70 MW

0,00 Mvar

70,53 %

0

Ln

e S

an

Fra

nc

isc

o-C

HS

nF

ra

nc

isc

o

-1,39 MW

0,06 Mvar

18,17 %

1,39 MW

-0,06 ..

18,17 %

G~

Quicapata_G2

0,50 MW

-0,00 ..

76,34 %

G~

Quicapata_G1

0,50 MW

-0,00 ..

76,34 %

tr2

Qu

ica

p_

G2

-0,50 MW

0,03 Mvar

75,92 %

0,50 MW

0,00 Mvar

75,92 %

0

tr2

Qu

ica

p_

G1

-0,50 MW

0,03 Mvar

75,92 %

0,50 MW

0,00 Mvar

75,92 %

0

Ln

e A

ya

cu

ch

o-Q

uic

ap

ata

-0,99 MW

0,06 Mvar

35,50 %

0,99 MW

-0,06 ..

35,50 %

tr3 Mollepata

12

lod san_f rancisco22.9

7,82 MW

2,57 Mvar

tr3 San_Francisco

-7

lne

DM

ac

h..

1,67 MW

0,61 Mvar

4,29 %

-1,67 MW

-0,62 ..

4,29 %

lne

DH

ua

nt-

Hu

an

ta

10,68 ..

2,86 Mvar

26,14 %

-10,68..

-2,86 ..

26,14 %

lne

Mo

lle

pa

ta-C

an

ga

llo

2,18 MW

0,38 Mvar

6,43 %

-2,16 MW

-1,47 ..

6,43 %

lne

Mo

lle

pa

ta-S

an

Fra

nc

isc

o

6,80 MW

3,44 Mvar

20,94 %

-6,44 MW

-2,93 ..

20,94 %

lne

Mo

lle

pa

ta-A

ya

cu

ch

o

-37,62..

-16,84..

96,61 %

37,84 ..

17,51 ..

96,61 %

tr3 ay a_8001

16,82 ..

7,43 Mvar

70,16 %

-1,65 MW

-0,21 ..

70,16 %

-15,17..

-5,36 ..

70,16 %

0

tr3 cobriz_8001

13,34 ..

5,57 Mvar

52,49 %

-6,64 MW

-2,18 ..

52,49 %

-6,64 MW

-2,18 ..

52,49 %

2

0

tr2

ma

ch

a_

80

1

1,67 MW

0,62 Mvar

58,19 %

-1,66 MW

-0,55 ..

58,19 %

0

tr2

hu

an

t_8

01

-2

tr3 cam_2671

18,22 ..

4,75 Mvar

36,73 %

-18,16..

-3,79 ..

36,73 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

36,73 %

0

lne Huanta-Mollepata

-11

,17

..

-5,5

8 .

.

29

,52

%

11,28 ..

5,55 Mvar

29,52 %

lne

CO

B1

_C

OB

2_

81

14,87 ..

2,91 Mvar

26,09 %

-14,54..

-2,68 ..

26,09 %


-1,2

0 M

W

2,8

7 M

va

r

7,5

3 %

1,20 MW

-2,89 ..

7,53 %


0,4

9 M

W

2,7

2 M

va

r

8,4

6 %

-0,4

8 M

W

-3,4

9 .

.

8,4

6 %

lod cang23

3,72 MW

1,22 Mvar

lod ay a10

33,00 ..

10,85 ..

lod ay a23

5,59 MW

1,84 Mvar

lod huant10

8,50 MW

2,79 Mvar

lod macha23

1,66 MW

0,55 Mvar

lod cobri4

6,64 MW

2,18 Mvar

lod cobri10

6,64 MW

2,18 Mvar

DIg

SIL

EN

T



Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216 del Volumen IV – Anexo 01 A continuación se muestran algunas tablas que resumen los resultados obtenidos de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.

No se presentan sobrecargas en líneas de transmisión. De igual manera, para los transformadores se muestran tablas de la potencia activa y su nivel de carga.

Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Friaspata-Mollepata 250,0 33,685 35,423 39,624 41,486 43,561 46,333 50,856 53,620 56,040 58,140 61,223

Cobriza1-Cobriza2 58,0 13,980 13,899 15,358 15,817 16,331 16,158 13,561 14,007 14,362 14,655 15,154

Cobriza2-Machahuay 42,5 2,178 2,254 2,020 2,118 2,307 2,943 2,944 2,713 2,879 3,256 3,111

Machahuay-Huanta 42,5 2,020 2,158 1,294 1,194 1,194 1,990 3,121 2,806 2,832 3,083 2,763

Huanta-Mollepata 42,5 8,716 5,845 8,382 8,453 8,541 9,515 12,374 12,562 12,282 12,156 12,489

Mollepata-Cangallo 40,6 0,683 0,781 0,905 1,034 1,178 1,320 1,472 1,650 1,819 2,010 2,216

Mollepata-San Francisco 35,9 4,273 4,538 4,747 5,034 5,349 5,661 5,994 6,364 6,761 7,171 7,621

Mollepata-Ayacucho 42,5 23,245 27,590 28,862 30,176 31,603 33,033 34,492 36,386 38,161 39,321 41,215

SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)



Cobriza1-Cobriza2 58,0 281,695 278,311 341,372 362,680 387,300 376,352 263,388 281,680 295,757 307,070 329,358







SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)



Cobriza1-Cobriza2 58,0 24,194 24,045 26,624 27,440 28,354 27,909 23,358 24,159 24,740 25,184 26,090







SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)

Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Cobriza1 50,0 16,593 16,620 18,224 18,804 19,442 19,337 16,746 17,325 17,791 18,171 18,824

Cobriza2 26,6 14,464 14,463 14,472 14,476 14,479 14,471 14,457 14,460 14,460 14,458 14,462

Huanta 10,0 7,000 3,982 7,795 8,213 8,682 9,160 9,641 10,177 10,230 10,415 5,111

Ayacucho 1 25,0 15,156 17,991 18,821 19,679 20,610 21,543 23,238 23,400 24,542 17,542 18,386

Ayacucho 2 15,0 8,093 9,605 10,047 10,503 10,999 11,496 11,306 12,986 13,619 - 5,944

San Francisco 1 5,0 2,715 2,845 - - - - - - - -

San Francisco 2 15,0 - - 4,521 4,779 5,059 5,346 5,658 5,983 6,330 6,688 7,070

Ayacucho 3 30,0 - - - - - - - 21,780 22,829

Machahuay 3,0 1,018 1,071 1,136 1,200 1,276 1,351 1,426 1,513 1,599 1,686 1,784

Cangallo 10,0 1,143 1,240 1,358 1,481 1,615 1,751 1,898 2,069 2,232 2,417 2,614

Mollepata 1 50,0 38,037 40,044 44,702 46,742 48,991 52,047 27,944 29,385 30,515 31,344 32,927

Mollepata 2 50,0 - - - - - - 27,944 29,385 30,515 31,344 32,927

SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)



La implementación de los nuevos transformadores permite que no se presente sobrecargas. 1.1 SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS El sistema no requiere de un equipamiento progresivo de transformadores, líneas o bancos de capacitores, pues su operación durante el periodo de análisis (2016 – 2026) es adecuado y se encuentra dentro lo establecido por la NTCSE. La Fig.3 muestra el sistema eléctrico Pampas para el año base 2016 y la Fig.4 muestra el sistema eléctrico Pampas para el año 2026. Como se ve, no hay cambios en el sistema respecto a la instalación de nuevos equipos.

Fig.3


Cobriza1 50,0 32,377 32,429 35,558 36,691 37,936 37,731 32,674 33,805 34,715 35,457 36,730

Cobriza2 26,6 52,568 52,530 53,014 53,177 53,364 52,930 52,202 52,374 52,371 52,273 52,490

Huanta 10,0 67,733 38,470 76,318 80,750 85,767 89,392 92,191 97,746 98,199 99,663 49,185

Ayacucho 1 25,0 58,139 69,363 73,200 76,873 80,911 83,345 87,772 88,796 93,322 66,602 70,162

Ayacucho 2 15,0 68,005 81,119 85,596 89,873 94,583 97,429 95,368 82,128 86,310 - 47,450

San Francisco 1 5,0 54,004 56,950 - - - - - - - -

San Francisco 2 15,0 - - 30,493 32,462 34,643 36,127 37,348 39,807 42,348 44,853 47,870

Ayacucho 3 30,0 - - - - - - - - - 68,911 72,595

Machahuay 3,0 33,234 34,961 37,385 39,624 42,252 44,408 46,279 49,237 52,053 54,778 58,185

Cangallo 10,0 10,964 11,979 13,291 14,591 16,041 17,163 18,187 19,960 21,610 23,414 25,493

Mollepata 1 50,0 73,263 77,224 86,456 90,523 95,021 99,200 53,278 56,138 58,346 59,905 63,069

Mollepata 2 50,0 - - - - - - 53,278 56,138 58,346 59,905 63,069

SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)

HUANC13

13,30 kV

1,01 p.u.

HUANC33

32,90 kV

1,00 p.u.

TABLACH23

22,99 kV

1,00 p.u.

TABLACH33

32,69 kV

0,99 p.u.

SAM33

33,03 kV

1,00 p.u.

SAM03

0,38 kV

1,00 p.u.

REST13

13,08 kV

0,99 p.u.

REST03

0,38 kV

1,00 p.u.

REST33

33,13 kV

1,00 p.u.

C O B R 69

67,33 kV

0,98 p.u.

R O N 3

13,87 kV

1,00 p.u.

R O N 220C

238,06..

1,08 p.u.

S A M 2

13,86 kV

1,00 p.u.

PA M P 23

23,21 kV

1,01 p.u.

PA M P 69

69,59 kV

1,01 p.u.

R O N 1

13,86 kV

1,00 p.u.

C A R M I22 0

238,00..

1,08 p.u.

S A M 3

13,86 kV

1,00 p.u.

S A M 4

13,87 kV

1,00 p.u.

S A M 7

13,79 kV

1,00 p.u.

S A M 6

13,79 kV

1,00 p.u.

S A M 5

13,79 kV

1,00 p.u.

S A M 1

13,86 kV

1,00 p.u.

PA M P 10

10,07 kV

1,01 p.u.

R O N 2

13,87 kV

1,00 p.u.

R O N 220B

238,06..

1,08 p.u.

R O N 220A

238,06..

1,08 p.u.C O B R I_1 0

10,14 kV

1,01 p.u.

C O B R I_6 9

69,97 kV

1,01 p.u.

0,75 MW

0,25 M..

0,54 MW

0,18 M..

tr2

Hu

an

ca

yo

cc

as

a_

T1

0,55 MW

0,19 M..

58,44 %

-0,54 ..

-0,18 ..

58,44 %

-1

tr2

Ta

bla

ch

ac

a_

T1

0,76 MW

0,27 M..

54,16 %

-0,75 ..

-0,25 ..

54,16 %

-1

0,5

5 M

W

0,1

9 M

..

5,2

4 %

-0,55 ..

-0,19 ..

5,24 %

0,76 MW

0,21 M..

7,29 %

-0,76 ..

-0,27 ..

7,29 %

1,32 MW

0,38 M..

12,34 %

-1,31 ..

-0,40 ..

12,34 %

tr3 m antaro_T2

0,66 MW

0,19 M..

13,68 %

-0,00 ..

-0,00 ..

13,68 %

-0,66 ..

-0,19 ..

13,68 %

0

tr3 m antaro_T1

0,66 MW

0,19 M..

13,68 %

-0,00 ..

-0,00 ..

13,68 %

-0,66 ..

-0,19 ..

13,68 %

0

0,10 MW

0,03 M..

tr2

re

sti

tuc

0,11 MW

0,03 M..

44,75 %

-0,10 ..

-0,03 ..

44,75 %

0

tr3 restitucion

0,11 MW

0,03 M..

2,24 %

-0,11 ..

-0,03 ..

2,24 %

-0,00 ..

0,00 M..

2,24 %

0

1,10 MW

0,36 M..

1,21 MW

0,40 M..

G~

Rest G3

71,60 ..

15,45 ..

88,78 %

tr2

re

s_

27

3

-71,02..

-7,42 ..

88,35 %

71,60 ..

15,45 ..

88,35 %

2

-71,01..

-7,64 ..

57,75 %

G~

Rest G2

71,60 ..

15,45 ..

88,78 %

tr2

re

s_

27

2

-71,02..

-7,42 ..

88,35 %

71,60 ..

15,45 ..

88,35 %

2

-71,01..

-7,64 ..

57,75 %

tr2

ma

n_

27

7

-71,05..

-10,63..

61,00 %

71,50 ..

15,43 ..

61,00 %

2

G~

Sam G7

71,50 ..

15,43 ..

60,95 %

tr2

ma

n_

27

6

-71,05..

-10,63..

61,00 %

71,50 ..

15,43 ..

61,00 %

2

G~

Sam G6

71,50 ..

15,43 ..

60,95 %

tr2

ma

n_

27

2

-104,1..

-12,76..

88,95 %

104,80..

22,61 ..

88,95 %

2

G~

Sam G2

104,80..

22,61 ..

89,34 %

tr2

ma

n_

27

3

-102,4..

-12,70..

87,53 %

103,10..

22,24 ..

87,53 %

2

G~

Sam G3

103,10..

22,24 ..

87,89 %

G~

Sam G5

71,50 ..

15,43 ..

60,95 %

G~

Sam G1

103,80..

22,40 ..

88,49 %

G~

Rest G1

70,80 ..

15,28 ..

87,79 %

tr2

re

s_

27

1

-70,13..

-7,41 ..

87,25 %

70,69 ..

15,24 ..

87,25 %

2

tr2

ma

n_

27

4

-106,5..

-12,85..

91,04 %

107,30..

23,15 ..

91,04 %

2

G~

Sam G4

107,30..

23,15 ..

91,47 %

tr2

ma

n_

27

5

-71,05..

-10,63..

61,00 %

71,50 ..

15,43 ..

61,00 %

2

-2,32 ..

-0,87 ..

5,50 %

2,33 MW

0,44 M..

5,50 %

13,56 ..

3,45 M..

24,21 %

-13,27..

-3,40 ..

24,21 %

tr2

ma

n_

27

1

-101,8..

-12,57..

87,00 %

102,48..

22,01 ..

87,00 %

2

tr3 cam_2671

15,94 ..

4,66 M..

32,40 %

-15,88..

-3,89 ..

32,40 %

-0,00 ..

0,00 M..

32,40 %

0

tr3 pamp_8001

2,32 MW

0,87 M..

57,46 %

-1,21 ..

-0,40 ..

57,46 %

-1,10 ..

-0,36 ..

57,46 %

8

-70,12..

-7,64 ..

57,03 %

DIg

SIL

EN

T



Fig.4 Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216 del Volumen IV – Anexo 02. A continuación se muestran tablas que resumen los resultados respecto a la potencia transmitida por las líneas sus pérdidas y nivel de carga.

No se presenta sobrecarga en líneas de transmisión.

HUANC13

13,17 kV

1,00 p.u.

HUANC33

32,78 kV

0,99 p.u.

TABLACH23

22,72 kV

0,99 p.u.

TABLACH33

32,48 kV

0,98 p.u.

SAM33

32,97 kV

1,00 p.u.

SAM03

0,38 kV

1,00 p.u.

REST13

13,01 kV

0,99 p.u.

REST03

0,38 kV

1,00 p.u.

REST33

33,13 kV

1,00 p.u.

C O B R 69

67,43 kV

0,98 p.u.

R O N 3

13,87 kV

1,00 p.u.

R O N 220C

238,06..

1,08 p.u.

S A M 2

13,86 kV

1,00 p.u.

PA M P 23

23,01 kV

1,00 p.u.

PA M P 69

69,38 kV

1,01 p.u.

R O N 1

13,86 kV

1,00 p.u.

C A R M I22 0

238,00..

1,08 p.u.

S A M 3

13,86 kV

1,00 p.u.

S A M 4

13,87 kV

1,00 p.u.

S A M 7

13,79 kV

1,00 p.u.

S A M 6

13,79 kV

1,00 p.u.

S A M 5

13,79 kV

1,00 p.u.

S A M 1

13,85 kV

1,00 p.u.

PA M P 10

9,96 kV

1,00 p.u.

R O N 2

13,87 kV

1,00 p.u.

R O N 220B

238,06..

1,08 p.u.

R O N 220A

238,06..

1,08 p.u.C O B R I_1 0

10,14 kV

1,01 p.u.

C O B R I_6 9

69,97 kV

1,01 p.u.

1,05 MW

0,35 M..

0,76 MW

0,25 M..

tr2

Hu

an

ca

yo

cc

as

a_

T1

0,77 MW

0,28 M..

82,83 %

-0,76 ..

-0,25 ..

82,83 %

-1

tr2

Ta

bla

ch

ac

a_

T1

1,06 MW

0,39 M..

76,56 %

-1,05 ..

-0,35 ..

76,56 %

-1

0,7

7 M

W

0,2

8 M

..

7,4

3 %

-0,77 ..

-0,28 ..

7,43 %

1,07 MW

0,33 M..

10,30 %

-1,06 ..

-0,39 ..

10,30 %

1,85 MW

0,60 M..

17,53 %

-1,84 ..

-0,61 ..

17,53 %

tr3 m antaro_T2

0,93 MW

0,31 M..

19,46 %

-0,00 ..

-0,00 ..

19,46 %

-0,93 ..

-0,30 ..

19,46 %

0

tr3 m antaro_T1

0,93 MW

0,31 M..

19,46 %

-0,00 ..

-0,00 ..

19,46 %

-0,93 ..

-0,30 ..

19,46 %

0

0,14 MW

0,05 M..

tr2

re

sti

tuc

0,15 MW

0,05 M..

62,06 %

-0,14 ..

-0,05 ..

62,06 %

0

tr3 restitucion

0,15 MW

0,05 M..

3,10 %

-0,15 ..

-0,05 ..

3,10 %

-0,00 ..

-0,00 ..

3,10 %

0

1,55 MW

0,51 M..

1,71 MW

0,56 M..

G~

Rest G3

71,60 ..

15,46 ..

88,79 %

tr2

re

s_

27

3

-71,02..

-7,43 ..

88,35 %

71,60 ..

15,46 ..

88,35 %

2

-71,01..

-7,66 ..

57,75 %

G~

Rest G2

71,60 ..

15,46 ..

88,79 %

tr2

re

s_

27

2

-71,02..

-7,43 ..

88,35 %

71,60 ..

15,46 ..

88,35 %

2

-71,01..

-7,66 ..

57,75 %

tr2

ma

n_

27

7

-71,05..

-10,65..

61,00 %

71,50 ..

15,44 ..

61,00 %

2

G~

Sam G7

71,50 ..

15,44 ..

60,96 %

tr2

ma

n_

27

6

-71,05..

-10,65..

61,00 %

71,50 ..

15,44 ..

61,00 %

2

G~

Sam G6

71,50 ..

15,44 ..

60,96 %

tr2

ma

n_

27

2

-104,1..

-12,78..

88,95 %

104,80..

22,63 ..

88,95 %

2

G~

Sam G2

104,80..

22,63 ..

89,35 %

tr2

ma

n_

27

3

-102,4..

-12,71..

87,53 %

103,10..

22,26 ..

87,53 %

2

G~

Sam G3

103,10..

22,26 ..

87,90 %

G~

Sam G5

71,50 ..

15,44 ..

60,96 %

G~

Sam G1

103,80..

22,41 ..

88,49 %

G~

Rest G1

70,80 ..

15,29 ..

87,80 %

tr2

re

s_

27

1

-70,09..

-7,42 ..

87,21 %

70,65 ..

15,24 ..

87,21 %

2

tr2

ma

n_

27

4

-106,5..

-12,87..

91,04 %

107,30..

23,17 ..

91,04 %

2

G~

Sam G4

107,30..

23,17 ..

91,48 %

tr2

ma

n_

27

5

-71,05..

-10,65..

61,00 %

71,50 ..

15,44 ..

61,00 %

2

-3,27 ..

-1,29 ..

7,84 %

3,29 MW

0,88 M..

7,84 %

14,87 ..

2,91 M..

26,09 %

-14,54..

-2,68 ..

26,09 %

tr2

ma

n_

27

1

-101,2..

-12,45..

86,54 %

101,95..

21,79 ..

86,54 %

2

tr3 cam_2671

18,22 ..

4,75 M..

36,73 %

-18,16..

-3,79 ..

36,73 %

-0,00 ..

0,00 M..

36,73 %

0

tr3 pamp_8001

3,27 MW

1,29 M..

81,91 %

-1,71 ..

-0,56 ..

81,91 %

-1,55 ..

-0,51 ..

81,91 %

8

-70,08..

-7,64 ..

57,00 %

DIg

SIL

EN

T


Cobriza1-Pampas 44,6 2,476 2,585 2,672 2,770 2,869 2,978 3,076 3,186 3,296 3,395 3,516

Mantaro-Der.Huancayoccasa 11,1 1,370 1,424 1,479 1,523 1,578 1,633 1,700 1,755 1,822 1,889 1,945

Der.Huanc-Huancayoccasa 11,1 0,582 0,604 0,625 0,647 0,669 0,691 0,723 0,745 0,767 0,800 0,822

Der.Huan-Tablachaca 11,1 0,790 0,823 0,855 0,877 0,910 0,943 0,976 1,009 1,053 1,086 1,120

SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)


Cobriza1-Pampas 44,6 9,149 9,992 10,750 11,598 12,485 13,419 14,247 15,341 16,447 17,458 18,810




SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)


Cobriza1-Pampas 44,6 5,504 5,747 5,957 6,182 6,410 6,641 6,840 7,093 7,339 7,558 7,840




SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)



De igual manera para los transformadores se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

Respecto a los transformadores de este sistema no se observan sobrecarga.

9.2. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA

En sistema no requiere de un equipamiento progresivo de transformadores, líneas y bancos de capacitores pues su operación durante el periodo de análisis del presente estudio es adecuado y se encuentra dentro lo establecido por la NTCSE. La Fig.5 muestra el sistema eléctrico Huancavelica para el año base 2016 y la Fig.6 nos muestra el sistema Huancavelica para el año final 2026, como se ve no hay cambios en el sistema respecto a la instalación de nuevos equipos.


Pampas 7,0 2,476 2,585 2,672 2,770 2,869 2,978 3,076 3,186 3,296 3,395 3,516

Mantaro 1 5,0 0,685 0,712 0,740 0,762 0,789 0,817 0,850 0,878 0,911 0,944 0,972

Mantaro 2 5,0 0,685 0,712 0,740 0,762 0,789 0,817 0,850 0,878 0,911 0,944 0,972

Restitución 1 5,0 0,112 0,112 0,112 0,123 0,123 0,134 0,134 0,134 0,145 0,145 0,156

Tablachaca 1,5 0,805 0,837 0,870 0,891 0,924 0,956 0,989 1,021 1,065 1,098 1,130

Huancayoccasa 1,0 0,583 0,604 0,626 0,648 0,670 0,691 0,724 0,746 0,768 0,801 0,823

Restitución 2 0,3 0,112 0,112 0,112 0,123 0,123 0,134 0,134 0,134 0,145 0,145 0,156

SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Pampas 7,0 57,461 60,137 62,440 64,664 66,905 69,464 71,400 74,188 76,913 79,063 81,912

Mantaro 1 5,0 13,682 14,232 14,783 15,224 15,778 16,333 16,999 17,557 18,228 18,900 19,462

Mantaro 2 5,0 13,682 14,232 14,783 15,224 15,778 16,333 16,999 17,557 18,228 18,900 19,462

Restitución 1 5,0 2,238 2,238 2,238 2,453 2,453 2,669 2,669 2,669 2,886 2,886 3,103

Tablachaca 1,5 54,161 56,375 58,594 60,079 62,307 64,541 66,785 69,030 72,029 74,292 76,556

Huancayoccasa 1,0 58,442 60,639 62,840 65,041 67,251 69,465 72,786 75,011 77,246 80,590 82,830

Restitución 2 0,3 44,752 44,752 44,752 49,060 49,060 53,381 53,381 53,380 57,713 57,713 62,058

SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



Fig.5

Fig.6

Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216 del Volumen IV – Anexo 03.

HUANCAVELICA230

235,75..

1,02 p.u.

RUMI23

22,91 kV

1,00 p.u.

RUMI22

22,72 kV

1,03 p.u.

HVELI23

23,44 kV

1,02 p.u.

C AU D A23

22,62 kV

0,99 p.u.

IN G E 2 3

23,51 kV

1,02 p.u.

C AU D A60

56,69 kV

0,94 p.u.

IN G E 6 0

58,94 kV

0,98 p.u.

H V E L I1 0

10,16 kV

1,02 p.u.

HVELIC60

61,59 kV

1,03 p.u.

SEIN H..

52,57 ..

9,56 M..

0,98

2.5-MVAR

-0,00 ..

-1,22 ..

1

2.5 MVAR

0,00 MW

-0,00 ..

0

4,53 MW

1,49 M..

3,87 MW

1,27 M..

Cauda-2.1MVAR

-0,00 ..

-1,02 ..

1

0,00 MW

-0,00 ..

2,27 MW

0,75 M..

tr2

ru

mic

ha

ca

2,29 MW

0,93 M..

92,16 %

-2,27 ..

-0,75 ..

92,16 %

0

2,36 MW

0,97 M..

20,96 %

-2,29 ..

-0,93 ..

20,96 %

1,32 MW

0,43 M..

tr2

hv

eli

n_

T1

1,33 MW

0,49 M..

55,98 %

-1,32 ..

-0,43 ..

55,98 %

1

14,59 ..

3,73 M..

35,52 %

-14,16..

-3,15 ..

35,52 %

tr2

ca

ud

al_

80

1

7,57 MW

0,64 M..

64,35 %

-7,52 ..

-0,23 ..

64,35 %

-5

tr2

in

ge

_8

01

6,33 MW

2,57 M..

55,62 %

-6,28 ..

-2,26 ..

55,62 %

-6

2,97 MW

0,98 M..

tr3 hua_2671

18,98 ..

7,05 M..

64,41 %

-4,30 ..

-1,47 ..

64,41 %

-14,59..

-3,73 ..

64,41 %

3

7,83 MW

0,57 M..

19,35 %

-7,57 ..

-0,64 ..

19,35 %

2,99 MW

0,98 M..

0,05 MW

0,02 M..

DIg

SIL

EN

T

HUANCAVELICA230

235,75..

1,02 p.u.

RUMI23

22,14 kV

0,97 p.u.

RUMI22

22,14 kV

1,01 p.u.

HVELI23

23,07 kV

1,00 p.u.

C AU D A23

22,55 kV

0,98 p.u.

IN G E 2 3

23,18 kV

1,01 p.u.

C AU D A60

55,93 kV

0,93 p.u.

IN G E 6 0

58,25 kV

0,97 p.u.

H V E L I1 0

10,08 kV

1,01 p.u.

HVELIC60

61,17 kV

1,02 p.u.

SEIN H..

80,32 ..

26,45 ..

0,95

2.5-MVAR

-0,00 ..

-1,21 ..

1

2.5 MVAR

0,00 MW

-0,00 ..

0

4,53 MW

1,49 M..

3,87 MW

1,27 M..

Cauda-2.1MVAR

-0,00 ..

-1,02 ..

1

0,00 MW

-0,00 ..

3,13 MW

1,03 M..

tr2

ru

mic

ha

ca

0,00 MW

0,00 M..

0,00 %

0,00 MW

0,00 M..

0,00 %

4

3,25 MW

1,14 M..

28,64 %

-3,13 ..

-1,03 ..

28,64 %

1,83 MW

0,60 M..

tr2

hv

eli

n_

T1

1,85 MW

0,71 M..

78,70 %

-1,83 ..

-0,60 ..

78,70 %

1

15,65 ..

4,26 M..

38,51 %

-15,15..

-3,49 ..

38,51 %

tr2

ca

ud

al_

80

1

7,63 MW

0,68 M..

65,78 %

-7,58 ..

-0,26 ..

65,78 %

-6

tr2

in

ge

_8

01

7,24 MW

2,84 M..

64,09 %

-7,19 ..

-2,43 ..

64,09 %

-6

4,10 MW

1,35 M..

tr3 hua_2671

21,70 ..

8,80 M..

74,49 %

-5,95 ..

-2,06 ..

74,49 %

-15,65..

-4,26 ..

74,49 %

3

7,90 MW

0,65 M..

19,78 %

-7,63 ..

-0,68 ..

19,78 %

3,05 MW

1,00 M..

0,07 MW

0,02 M..

DIg

SIL

EN

T



A continuación se muestran tablas que resumen los resultados obtenidos respecto a la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.

Respecto a los transformadores, se muestran tablas de la potencia activa y su nivel de carga.

No se observan sobrecargas en líneas de transmisión o transformadores de potencia.

9.3. SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO

En el sistema eléctrico Huancayo, a partir del año 2025 se ha previsto el ingreso de una nueva subestación de potencia en 220 kV, que a futuro deberá operar como nuevo punto de suministro a las redes de 60 kV, permitiendo la descarga de las subestaciones de 220 kV Huayucachi y Orcotuna. En el mediano plazo, no se presentan sobrecargas en líneas de transmisión de 60 kV y las soluciones planteadas solo consideran la implementación o rotación de transformadores de potencia.


Huancavelica-Ingenio 41,6 15,059 15,173 15,288 15,285 15,407 15,554 15,677 15,814 15,917 16,056 16,223

Ingenio-Caudalosa 41,6 7,853 7,867 7,868 7,867 7,880 7,893 7,895 7,909 7,904 7,918 7,932

Ingenio-Rumichaca 11,4 2,551 2,636 2,735 2,717 2,808 2,911 3,014 3,117 3,221 3,325 3,442

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)





SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)





SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Huancavelica 1 30,0 20,245 20,544 20,833 20,979 21,298 21,647 21,981 22,332 22,637 23,004 23,415

Huancavelica 2 2,5 1,389 1,442 1,484 1,537 1,589 1,642 1,695 1,747 1,800 1,863 1,926

Ingenio 12,5 6,829 6,918 7,021 7,000 7,094 7,212 7,320 7,428 7,536 7,645 7,778

Rumichaca 2,6 2,389 2,463 2,547 - - - - - - - -

Caudalosa 12,5 7,600 7,611 7,612 7,611 7,623 7,634 7,635 7,646 7,641 7,653 7,664

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Huancavelica 1 30,0 64,406 65,358 66,278 66,742 67,757 68,868 69,928 71,045 72,016 73,183 74,490

Huancavelica 2 2,5 55,976 58,178 59,954 62,081 64,302 66,536 68,776 71,028 73,258 75,969 78,703

Ingenio 12,5 55,617 56,422 57,338 57,082 57,935 58,993 59,958 60,939 61,872 62,872 64,087

Rumichaca 2,6 92,160 95,413 99,146 - - - - - - - 0,000

Caudalosa 12,5 64,350 64,556 64,666 64,552 64,758 64,982 65,097 65,321 65,298 65,528 65,781

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



Se considera que la nueva subestación Chilca, programada para el 2017, tomará carga de las subestaciones Salesianos (25 %) y Huancayo Este (20 %), con lo cual se traslada la implementación de un nuevo transformador en la subestación Salesianos, hasta el 2022. El equipamiento progresivo de líneas de transmisión y transformadores se muestra en las siguientes tablas. Asimismo, se indica el año en que se debe implementar el equipamiento propuesto.

Sistema AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Comas - 33/13,2 KV - 5 MVA

2018 El transformador de 0,63 MVA de la SE Comas entra en reserva

2019 Nuevo transformador en la SE Orcotuna - 220/60 KV - 50 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Concepción - 60/13.2 KV - 15 MVA

2022 Nuevo transformador en la SE Salecianos - 60/10 KV - 30 MVA

2022 El transformador de 11 MVA de la SE Salecianos entra en reserva

2022 Nuevo transformador en la SE Parque Industrial - 60/33/10 KV - 30/30/30 MVA

2022 El transformador de 20 MVA de la SE Parque Industrial entra en reserva

2025 Nuevo transformador en la SE Huayucachi2 - 13,2/10 KV - 15 MVA

2025 El transformador de 3 MVA de la SE Huayucachi2 entra en reserva

2025 Nuevo transformador en la SE Jauja - 60/13,2 KV - 15 MVA

2025 Nueva subestación Parque - 220/60/10 KV - 50/50/50 MVA

2026 Nuevo transformador en la SE Chupaca - 33/13,2 KV - 15 MVA

2026 El transformador de 6,25 MVA de la SE Chupaca entra en reserva

2026 Nuevo transformador en la SE Chilca - 60/13,2/10 KV - 30/30/30 MVA


Huancayo

Se solicita reconocer la instalación de dos celdas alimentador en 13.9 kV las cuales han sido instaladas este año (2015) con finalidad de dar mayor confiabilidad a las redes existentes, las cuales presentaban la siguiente configuración:

SISTEMA AÑO ACCION

2019 Nueva linea SE Huayucachi1 - SE Huayucachi2 en 10KV - Conductor AAAC 120mm2 / 0.1 km

2025 Nueva linea SE Orcotuna - SE Parque en 220KV - Conductor AAAC 500mm2 / 15 kmHuancayo

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS



Configuración Anterior de alimentadores en Xauxa

Nueva configuración de alimentadores en Xauxa

La Fig.7 muestra el sistema eléctrico Huancayo para el año base 2016 y la Fig.8 muestra el sistema eléctrico Huancayo para el año 2026, con el equipamiento propuesto.



Fig.7

Fig.8

T8

T61

HUAYUCACHI230

235,75 kV

1,02 p.u.

DERIV.ORCOTUNA230235,75 kV

1,02 p.u.

HYO10B

9,78 kV

0,98 p.u.

Terminal(8)

RUNA33

33,51 kV

1,02 p.u.

RUNA10

RUNA60

60,00 kV

1,00 p.u.

RUNA220

PQIND60C

60,05 kV

1,00 p.u.

ORCO60

60,86 kV

1,01 p.u.

ORCO220

235,69 kV

1,07 p.u.

CHIL10

0,00 kV

0,00 p.u.

CHIL13

0,00 kV

0,00 p.u.

CHIL60

60,86 kV

1,01 p.u.

MATA13

13,15 kV

1,00 p.u.

TAMBO7

7,57 kV

0,99 p.u.

LALIB7

7,58 kV

0,99 p.u.

CHUIC7

7,62 kV

1,00 p.u.

COMA13

13,23 kV

1,00 p.u.

MATA33

32,92 kV

1,00 p.u.

TAMBO33

32,94 kV

1,00 p.u.

LALIB33

32,98 kV

1,00 p.u.

CHUIC33

32,99 kV

1,00 p.u.

SINAY33

33,00 kV

1,00 p.u.

COMA33

33,13 kV

1,00 p.u.

INGE33

33,39 kV

1,01 p.u.

INGE13

13,35 kV

1,01 p.u.

MACH1313,06 kV

0,99 p.u.MACH2322,35 kV

0,98 p.u.

CHALN13

13,45 kV

1,02 p.u.

HUAR13

13,26 kV

1,00 p.u.

CHUP13

13,50 kV

1,02 p.u.

MACH33

32,86 kV

1,00 p.u.

CHALN33

33,13 kV

1,00 p.u.

HUAR33

33,31 kV

1,01 p.u.

CHUP33

33,45 kV

1,01 p.u.

PQIND033

33,99 kV

1,03 p.u.

D..

D..

HUAYU213B

13,15 kV

1,00 p.u.

HUAYU213A

13,15 kV

1,00 p.u.

HUAYU210

10,08 kV

1,01 p.u.

H u a n c a y o 2 2 .9

23,24 kV

1,01 p.u.

H u a n c a yo 1 0

9,78 kV

0,98 p.u.

H u a n c a yo 6 0

60,05 kV

1,00 p.u.

SALE 10B

10,10 kV

1,01 p.u.

JAUJA13

12,78 kV

0,97 p.u.

JAUJA109,89 kV

0,99 p.u.

CO NC E13

13,36 kV

1,01 p.u.

CON C E6

6,05 kV

1,01 p.u.

P Q IN D 1 0 A

10,26 kV

1,03 p.u.

S A L E 1 0

10,01 kV

1,00 p.u.

H U AYU 10

10,10 kV

1,01 p.u.

H U AYU 60

61,38 kV

1,02 p.u.

CONCE60

60,75 kV

1,01 p.u.

P Q IN D 6 060,05 kV

1,00 p.u.S A L E 6 0

60,03 kV

1,00 p.u.

JAUJA60

60,00 kV

1,00 p.u.

SEIN HUAY UCACHI

52,85 ..

40,16 ..

0,80

SEIN ORCOTUNA

42,10 ..

7,53 Mvar

0,98

HY

OE

ST

E_

T2

(1)

10,86 ..

3,92 Mvar

76,89 %

-10,79..

-3,17 ..

76,89 %

0

PQ INDUSTRIAL_T4

19,00 ..

9,12 Mvar

84,23 %

-13,07..

-5,92 ..

84,23 %

-5,87 MW

-1,95 ..

84,23 %

-5

lne

HU

AY

_S

AL

E(4

)

-20,25..

-11,50..

40,27 %

ch

up

ac

_T

2

2,26 MW

0,83 Mvar

38,00 %

-2,25 MW

-0,74 ..

38,00 %

-2

lne

HU

AY

_S

AL

E

12,26 ..

8,86 Mvar

26,13 %

Ln

e O

r..

17,48 ..

2,73 Mvar

30,85 %

-17,33..

-2,36 ..

30,85 %

tr2

hu

aris

ca

_T

2

0,37 MW

0,13 Mvar

19,20 %

-0,36 MW

-0,12 ..

19,20 %

0

Ln

e D

O..

21,05 ..

3,77 Mvar

13,18 %

-21,05..

-4,50 ..

13,18 %

lod huancay o10b

tr2

ru

na

_T

2

1,85 MW

0,56 Mvar

48,26 %

-1,84 MW

-0,49 ..

48,26 %

-1

G~

Runatullo_23

1,85 MW

0,56 Mvar

4,02 %

tr3 runa_T1

1

Lne Runatullo-Comas

1,84 MW

0,49 Mvar

9,73 %

-1,82 MW

-0,54 ..

9,73 %

Lne Orcotuna-Runatullo

Ln

e P

qIn

du

str

ial-

Hu

an

ca

yo

Es

te

5,25 MW

-1,42 ..

9,60 %

-5,24 MW

1,28 Mvar

9,60 %

tr2

orc

o_

T1

42,10 ..

9,01 Mvar

83,58 %

-42,03..

-5,52 ..

83,58 %

4

Ln

e D

Orc

o..

21,05 ..

3,77 Mvar

13,18 %

-21,05..

-4,50 ..

13,18 %

lod chil10

0,00 MW

0,00 Mvar

lod chil13

0,00 MW

0,00 Mvar

Lne Chilca-Huancay oEste

15,10 ..

9,50 Mvar

31,14 %

-15,01..

-9,29 ..

31,14 %

Ln

e H

ua

yu

ca

ch

i-C

hil

ca

15,15 ..

9,63 Mvar

31,04 %

-15,10..

-9,50 ..

31,04 %

tr3 chil_T1

-2

lod chaln13

0,26 MW

0,09 Mvar

lod machu13

0,50 MW

0,16 Mvar

lod machu23

0,13 MW

0,04 Mvar

lod huar13

0,36 MW

0,12 Mvar

lod sinay 33

1,00 MW

0,33 Mvar

lod chup13

4,50 MW

1,48 Mvar

lod mata13

0,23 MW

0,08 Mvar

lod tam bo7

0,01 MW

0,00 Mvar

lod lalib7

0,01 MW

0,00 Mvar

lod chuic7

0,00 MW

0,00 Mvar

lod coma13

0,56 MW

0,18 Mvar

Lne Comas-Matapa_L6069E

0,23 MW

0,07 Mvar

2,70 %

-0,23 MW

-0,08 ..

2,70 %

Lne Comas-Matapa_L6069D

0,24 MW

0,03 Mvar

2,77 %

-0,24 MW

-0,07 ..

2,77 %

Lne Comas-Matapa_L6069C

0,25 MW

0,02 Mvar

2,78 %

-0,25 MW

-0,03 ..

2,78 %

Lne Comas-Matapa_L6069B

0,25 MW

0,01 Mvar

2,77 %

-0,25 MW

-0,02 ..

2,77 %

Lne Comas-Matapa_L6069A

1,26 MW

0,32 Mvar

14,19 %

-1,25 MW

-0,34 ..

14,19 %

Lne Ingenio-Comas_L6068

tr2

ma

tap

a_

T2

0,12 MW

0,04 Mvar

61,73 %

-0,12 MW

-0,04 ..

61,73 %

-2

tr2

ma

tap

a_

T1

0,12 MW

0,04 Mvar

61,73 %

-0,12 MW

-0,04 ..

61,73 %

-2

tr2

ta

mb

o_

T1

0,01 MW

0,00 Mvar

42,50 %

-0,01 MW

-0,00 ..

42,50 %

tr2

la

lib

er_

T1

0,01 MW

0,00 Mvar

42,45 %

-0,01 MW

-0,00 ..

42,45 %

tr2

ch

uic

on

_T

1

0,00 MW

0,00 Mvar

0,33 %

-0,00 MW

-0,00 ..

0,33 %

tr2

co

ma

s_

T1

0,56 MW

0,22 Mvar

95,53 %

-0,56 MW

-0,18 ..

95,53 %

-2

tr2

in

ge

_T

1

0,01 MW

0,02 Mvar

0,34 %

-0,00 MW

-0,00 ..

0,34 %

0

Ln

e C

on

ce

pc

ion

-In

ge

nio0,01 MW

0,01 Mvar

0,46 %

-0,01 MW

-0,02 ..

0,46 %

Lne ChalaNuev a-Machu_L6075A

0,64 MW

0,08 Mvar

3,46 %

-0,63 MW

-0,22 ..

3,46 %

Lne Huarisca-ChalaNuev a_L6075

0,91 MW

0,13 Mvar

6,83 %

-0,90 MW

-0,18 ..

6,83 %

Lne Chupaca-Huarisca_L6074

1,28 MW

0,22 Mvar

9,58 %

-1,27 MW

-0,25 ..

9,58 %

Ln

e P

qIn

du

str

ial-

Ch

up

ac

a_

L6

07

3

5,87 MW

1,95 Mvar

44,78 %

-5,80 MW

-1,89 ..

44,78 %

tr3 m achu_T1

0,63 MW

0,22 Mvar

26,59 %

-0,13 MW

-0,04 ..

26,59 %

-0,50 MW

-0,16 ..

26,59 %

0

tr2

ch

ala

_T

1

0,27 MW

0,09 Mvar

28,14 %

-0,26 MW

-0,09 ..

28,14 %

-1

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hu

aris

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1

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1

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pq

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(1

)

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10,89 %

-4,26 MW

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10,89 %

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DS

AL

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53,64 %

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12

,16

..

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%

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-12

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.

34

,84

%

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hu

ay

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_T

2

3,10 MW

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-3,08 MW

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tr2

hu

ay

u2

_T

1

1,88 MW

0,69 Mvar

66,31 %

-1,87 MW

-0,57 ..

66,31 %

1

Ln

e H

ua

yu

ca

ch

i-H

ua

yu

ca

ch

i2

4,99 MW

1,95 Mvar

90,04 %

-4,98 MW

-1,94 ..

90,04 %

tr3 huancay o este

9,39 MW

4,09 Mvar

76,96 %

-9,38 MW

-3,46 ..

76,96 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

76,96 %

0

lod huancay o10

20,17 ..

6,63 Mvar

lod sale10B

8,51 MW

2,80 Mvar

tr2

sa

les

8,55 MW

3,37 Mvar

80,71 %

-8,51 MW

-2,80 ..

80,71 %

0

lne PQIND..

-13,09..

1,42 Mvar

30,92 %

13,30 ..

-1,25 ..

30,92 %

Cp sale10

-0,00 MW

-0,75 ..

1

tr3 jauja_8001

4,28 MW

1,68 Mvar

69,82 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

69,82 %

-4,27 MW

-1,40 ..

69,82 %

8

tr3 conce_8001

6,91 MW

2,65 Mvar

73,11 %

-6,89 MW

-2,27 ..

73,11 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

73,11 %

-2

tr2

pq

ind

_8

01

13,98 ..

3,80 Mvar

72,36 %

-13,94..

-2,95 ..

72,36 %

-4

tr2

sa

le_

80

1

15,70 ..

5,93 Mvar

115,80 %

-15,62..

-4,39 ..

115,80 %

0

lod huay u13

4,95 MW

1,63 Mvar

tr3 huy _2671

25,89 ..

16,38 ..

97,46 %

-2,26 MW

-1,83 ..

97,46 %

-23,49..

-10,96..

97,46 %

0

lne HUAY _SALES_81

20,25 ..

11,50 ..

53,62 %

-20

,03

..

-11

,18

..

53

,62

%

lne SALES_PQIND_81

4,27 MW

-1,88 ..

10,94 %

-4,2

7 M

W

1,8

3 M

va

r

10

,94

%

lne CONCEP_JAUJA_81

-4,28 MW

-1,68 ..

10,79 %

4,32 MW

1,40 Mvar

10,79 %

lod jauja13

4,27 MW

1,40 Mvar

lod conce13

6,88 MW

2,26 Mvar

lod pqind10

27,01 ..

8,88 Mvar

lod sale10

15,62 ..

5,13 Mvar

tr3 huy _2672

26,96 ..

23,78 ..

68,62 %

-2,73 MW

-0,13 ..

68,62 %

-24,19..

-19,08..

68,62 %

-2

DIg

SIL

EN

T

T8

T61

PARQ1010,11 kV

1,01 p.u.PARQ6060,74 kV

1,01 p.u.

P A R Q U E 2 2 0

229,63 kV

1,04 p.u.

HUAYUCACHI230

235,75 kV

1,02 p.u.

DERIV.ORCOTUNA230230,00 kV

1,00 p.u.

HYO10B

9,71 kV

0,97 p.u.

Terminal(8)

RUNA33

34,25 kV

1,04 p.u.

RUNA10

RUNA60

61,50 kV

1,02 p.u.

RUNA220

PQIND60C

60,02 kV

1,00 p.u.

ORCO60

61,66 kV

1,03 p.u.

ORCO220

229,86 kV

1,04 p.u.

CHIL10

10,14 kV

1,01 p.u.

CHIL13

13,36 kV

1,01 p.u.

CHIL60

60,32 kV

1,01 p.u.

MATA13

13,28 kV

1,01 p.u.

TAMBO7

7,70 kV

1,01 p.u.

LALIB7

7,72 kV

1,01 p.u.

CHUIC7

7,75 kV

1,02 p.u.

COMA13

13,74 kV

1,04 p.u.

MATA33

33,50 kV

1,02 p.u.

TAMBO33

33,52 kV

1,02 p.u.

LALIB33

33,59 kV

1,02 p.u.

CHUIC33

33,61 kV

1,02 p.u.

SINAY33

33,63 kV

1,02 p.u.

COMA33

33,78 kV

1,02 p.u.

INGE33

33,73 kV

1,02 p.u.

INGE13

13,49 kV

1,02 p.u.

MACH1313,39 kV

1,01 p.u.MACH2322,74 kV

0,99 p.u.

CHALN13

13,14 kV

1,00 p.u.

HUAR13

13,05 kV

0,99 p.u.

CHUP13

13,24 kV

1,00 p.u.

MACH33

32,10 kV

0,97 p.u.

CHALN33

32,59 kV

0,99 p.u.

HUAR33

32,90 kV

1,00 p.u.

CHUP33

33,17 kV

1,01 p.u.

PQIND033

34,17 kV

1,04 p.u.

D..

D..

HUAYU213B

13,20 kV

1,00 p.u.

HUAYU213A

13,20 kV

1,00 p.u.

HUAYU210

10,03 kV

1,00 p.u.

H u a n c a y o 2 2 .9

23,11 kV

1,01 p.u.

H u a n c a yo 1 0

9,71 kV

0,97 p.u.

H u a n c a yo 6 0

59,67 kV

0,99 p.u.

SALE 10B

10,13 kV

1,01 p.u.

JAUJA13

13,25 kV

1,00 p.u.

JAUJA1010,26 kV

1,03 p.u.

CO NC E13

13,50 kV

1,02 p.u.

CON C E6

6,10 kV

1,02 p.u.

P Q IN D 1 0 A

10,33 kV

1,03 p.u.

S A L E 1 0

10,13 kV

1,01 p.u.

H U AYU 10

10,04 kV

1,00 p.u.

H U AYU 60

61,10 kV

1,02 p.u.

CONCE60

61,51 kV

1,03 p.u.

P Q IN D 6 060,02 kV

1,00 p.u.S A L E 6 0

59,80 kV

1,00 p.u.

JAUJA60

60,28 kV

1,00 p.u.

lod pq10

17,44 ..

5,73 Mvar

Tr2 Parque

17,45 ..

6,31 Mvar

36,36 %

-0,00 MW

-0,00 ..

36,36 %

-17,44..

-5,73 ..

36,36 %

0 Lne Orcotuna-Parque

17,46 ..

3,67 Mvar

11,66 %

-17,45..

-6,31 ..

11,66 %

tr2

hu

ay

u2

_T

3

5,93 MW

2,27 Mvar

42,26 %

-5,92 MW

-2,00 ..

42,26 %

1

PQ INDUSTRIAL_T5

20,15 ..

8,18 Mvar

72,47 %

-14,37..

-4,39 ..

72,47 %

-5,73 MW

-2,66 ..

72,47 %

-5

Ln

e H

ua

yu

ca

ch

i-H

ua

yu

ca

ch

i2B

3,98 MW

1,49 Mvar

71,76 %

-3,97 MW

-1,48 ..

71,76 %

Tr2

Co

ma

s

0,90 MW

0,32 Mvar

18,71 %

-0,90 MW

-0,30 ..

18,71 %

-2

JA

UJ

A 2

4,79 MW

3,34 Mvar

39,91 %

-4,79 MW

-3,10 ..

39,91 %

7

SA

LE

CIA

NO

S 3

19,31 ..

7,29 Mvar

66,75 %

-19,31..

-6,09 ..

66,75 %

0

CO

NC

EP

CIO

N 2

5,97 MW

0,66 Mvar

39,09 %

-5,97 MW

-0,44 ..

39,09 %

0

OR

CO

TU

NA

2

34,90 ..

9,42 Mvar

69,20 %

-34,86..

-7,03 ..

69,20 %

0

SEIN HUAY UCACHI

58,51 ..

48,75 ..

0,77

SEIN ORCOTUNA

87,30 ..

21,23 ..

0,97

HY

OE

ST

E_

T2

(1)

11,17 ..

4,06 Mvar

79,69 %

-11,10..

-3,26 ..

79,69 %

0

PQ INDUSTRIAL_T4

16,85 ..

6,60 Mvar

72,37 %

-11,80..

-4,21 ..

72,37 %

-5,00 MW

-1,46 ..

72,37 %

-5

lne

HU

AY

_S

AL

E(4

)

-17,89..

-11,78..

37,22 %

ch

up

ac

_T

2

4,20 MW

1,65 Mvar

71,79 %

-4,18 MW

-1,37 ..

71,79 %

-2

lne

HU

AY

_S

AL

E

7,21 MW

8,62 Mvar

19,51 %

Ln

e O

r..

29,43 ..

7,67 Mvar

52,34 %

-28,99..

-6,23 ..

52,34 %

tr2

hu

aris

ca

_T

2

0,60 MW

0,21 Mvar

31,73 %

-0,59 MW

-0,19 ..

31,73 %

0

Ln

e D

O..

43,65 ..

10,61 ..

28,30 %

-43,64..

-11,25..

28,30 %

lod huancay o10b

tr2

ru

na

_T

2

2,35 MW

0,77 Mvar

60,26 %

-2,33 MW

-0,67 ..

60,26 %

-1

G~

Runatullo_23

7,58 MW

0,43 Mvar

15,82 %

tr3 runa_T1

1

Lne Runatullo-Comas

2,33 MW

0,67 Mvar

12,14 %

-2,31 MW

-0,70 ..

12,14 %

Lne Orcotuna-Runatullo

Ln

e P

qIn

du

str

ial-

Hu

an

ca

yo

Es

te

10,57 ..

0,47 Mvar

18,69 %

-10,52..

-0,45 ..

18,69 %

tr2

orc

o_

T1

34,90 ..

9,42 Mvar

69,20 %

-34,86..

-7,03 ..

69,20 %

0

Ln

e D

Orc

o..

43,65 ..

10,61 ..

28,30 %

-43,64..

-11,25..

28,30 %

lod chil10

5,19 MW

1,71 Mvar

lod chil13

9,48 MW

3,12 Mvar

Lne Chilca-Huancay oEste

10,37 ..

7,91 Mvar

23,01 %

-10,32..

-7,84 ..

23,01 %

Ln

e H

ua

yu

ca

ch

i-C

hil

ca

25,24 ..

13,73 ..

49,87 %

-25,10..

-13,28..

49,87 %

tr3 chil_T1

14,73 ..

5,38 Mvar

62,40 %

-9,48 MW

-3,12 ..

62,40 %

-5,19 MW

-1,71 ..

62,40 %

-2

lod chaln13

0,42 MW

0,14 Mvar

lod machu13

0,81 MW

0,27 Mvar

lod machu23

0,21 MW

0,07 Mvar

lod huar13

0,59 MW

0,19 Mvar

lod sinay 33

1,00 MW

0,33 Mvar

lod chup13

8,36 MW

2,75 Mvar

lod mata13

0,37 MW

0,12 Mvar

lod tam bo7

0,01 MW

0,00 Mvar

lod lalib7

0,01 MW

0,00 Mvar

lod chuic7

0,01 MW

0,00 Mvar

lod coma13

0,90 MW

0,30 Mvar

Lne Comas-Matapa_L6069E

0,37 MW

0,13 Mvar

4,29 %

-0,37 MW

-0,14 ..

4,29 %

Lne Comas-Matapa_L6069D

0,38 MW

0,09 Mvar

4,35 %

-0,38 MW

-0,13 ..

4,35 %

Lne Comas-Matapa_L6069C

0,39 MW

0,08 Mvar

4,34 %

-0,39 MW

-0,09 ..

4,34 %

Lne Comas-Matapa_L6069B

0,40 MW

0,07 Mvar

4,42 %

-0,40 MW

-0,08 ..

4,42 %

Lne Comas-Matapa_L6069A

1,41 MW

0,38 Mvar

15,67 %

-1,40 MW

-0,40 ..

15,67 %

Lne Ingenio-Comas_L6068

tr2

ma

tap

a_

T2

0,19 MW

0,07 Mvar

98,18 %

-0,19 MW

-0,06 ..

98,18 %

-2

tr2

ma

tap

a_

T1

0,19 MW

0,07 Mvar

98,18 %

-0,19 MW

-0,06 ..

98,18 %

-2

tr2

ta

mb

o_

T1

0,01 MW

0,00 Mvar

41,75 %

-0,01 MW

-0,00 ..

41,75 %

tr2

la

lib

er_

T1

0,01 MW

0,00 Mvar

41,67 %

-0,01 MW

-0,00 ..

41,67 %

tr2

ch

uic

on

_T

1

0,01 MW

0,00 Mvar

13,91 %

-0,01 MW

-0,00 ..

13,91 %

tr2

co

ma

s_

T1

-2

tr2

in

ge

_T

1

0,01 MW

0,02 Mvar

0,34 %

-0,00 MW

-0,00 ..

0,34 %

0

Ln

e C

on

ce

pc

ion

-In

ge

nio0,01 MW

0,01 Mvar

0,47 %

-0,01 MW

-0,02 ..

0,47 %

Lne ChalaNuev a-Machu_L6075A

1,04 MW

0,25 Mvar

5,76 %

-1,02 MW

-0,37 ..

5,76 %

Lne Huarisca-ChalaNuev a_L6075

1,48 MW

0,36 Mvar

11,46 %

-1,47 MW

-0,40 ..

11,46 %

Lne Chupaca-Huarisca_L6074

2,09 MW

0,55 Mvar

16,07 %

-2,08 MW

-0,57 ..

16,07 %

Ln

e P

qIn

du

str

ial-

Ch

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ac

a_

L6

07

3

10,74 ..

4,12 Mvar

82,73 %

-10,48..

-3,85 ..

82,73 %

tr3 m achu_T1

1,02 MW

0,37 Mvar

42,03 %

-0,21 MW

-0,07 ..

42,03 %

-0,81 MW

-0,27 ..

42,03 %

-2

tr2

ch

ala

_T

1

0,43 MW

0,15 Mvar

46,14 %

-0,42 MW

-0,14 ..

46,14 %

-1

tr2

hu

aris

ca

_T

1

-2

tr2

ch

up

ac

_T

1

4,20 MW

1,65 Mvar

71,79 %

-4,18 MW

-1,37 ..

71,79 %

-2

tr2

pq

ind

_T

3

0

tr2

pq

ind

_T

2

0

lne

DC

ON

CE

P-C

ON

CE

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10,28 ..

3,79 Mvar

25,04 %

-10,26..

-3,79 ..

25,04 %

lne

DS

AL

ES

-S

AL

ES

(1

)

10,82 ..

-1,16 ..

25,60 %

-10,81..

1,17 Mvar

25,60 %

lne

DS

AL

ES

-S

AL

ES

17,70 ..

11,52 ..

49,59 %

-17,66..

-11,46..

49,59 %

lne SALES_PQIND_81(1)

7,1

5 M

W

8,6

0 M

va

r

26

,17

%

-7,11 MW

-8,59 ..

26,17 %

lne HUAY _SALES_81(1)

-7,1

5 M

W

-8,6

0 .

.

26

,07

%

tr2

hu

ay

u2

_T

2

2,00 MW

0,69 Mvar

42,29 %

-2,00 MW

-0,60 ..

42,29 %

1

tr2

hu

ay

u2

_T

1

1

Ln

e H

ua

yu

ca

ch

i-H

ua

yu

ca

ch

i2

3,98 MW

1,49 Mvar

71,76 %

-3,97 MW

-1,48 ..

71,76 %

tr3 huancay o este

9,66 MW

4,23 Mvar

79,76 %

-9,65 MW

-3,56 ..

79,76 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

79,76 %

0

lod huancay o10

20,75 ..

6,82 Mvar

lod sale10B

9,57 MW

3,15 Mvar

tr2

sa

les

0

lne PQIND..

-22,33..

0,74 Mvar

52,42 %

22,95 ..

0,17 Mvar

52,42 %

Cp sale10

-0,00 MW

-0,76 ..

1

tr3 jauja_8001

2,15 MW

-0,75 ..

34,45 %

-0,00 MW

-0,00 ..

34,45 %

-2,15 MW

0,82 Mvar

34,45 %

8

tr3 conce_8001

4,29 MW

3,13 Mvar

51,75 %

-4,27 MW

-2,94 ..

51,75 %

-0,00 MW

-0,00 ..

51,75 %

-2

tr2

pq

ind

_8

01

-7

tr2

sa

le_

80

1

9,16 MW

3,00 Mvar

66,78 %

-9,13 MW

-2,49 ..

66,78 %

0

lod huay u13

7,92 MW

2,60 Mvar

tr3 huy _2671

27,38 ..

9,54 Mvar

92,24 %

-4,19 MW

-3,80 ..

92,24 %

-23,07..

-2,26 ..

92,24 %

3

lne HUAY _SALES_81

17,89 ..

11,78 ..

49,57 %

-17

,70

..

-11

,52

..

49

,57

%

lne SALES_PQIND_81

10,86 ..

-1,15 ..

25,62 %

-10

,82

..

1,1

6 M

va

r

25

,62

%

lne CONCEP_JAUJA_81

-6,94 MW

-2,59 ..

17,31 %

7,05 MW

2,42 Mvar

17,31 %

lod jauja13

6,94 MW

2,28 Mvar

lod conce13

10,24 ..

3,37 Mvar

lod pqind10

26,17 ..

8,60 Mvar

lod sale10

18,87 ..

6,20 Mvar

tr3 huy _2672

31,13 ..

39,21 ..

95,56 %

-3,76 MW

0,82 Mvar

95,56 %

-27,29..

-31,92..

95,56 %

-6

DIg

SIL

EN

T



Los resultados gráficos de flujo de potencia se muestran en el Formato F-216 del Volumen IV – Anexo 04 A continuación se muestran tablas que resumen los resultados de potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.


Huayucachi-Chilca 56,6 17,947 23,200 26,058 24,911 25,040 25,966 26,746 27,473 28,560 27,813 28,730

Chilca-HuancayoEste 56,6 17,833 11,559 14,062 12,722 13,199 12,837 13,143 13,366 13,967 12,704 13,037

Huayucachi-Salecianos 1 42,6 15,115 10,006 15,153 12,988 13,394 12,255 12,548 12,631 13,728 10,931 11,237

Salecianos-Parque Industrial 1 42,6 14,986 9,977 15,020 12,906 13,302 12,184 12,470 12,552 13,626 10,891 11,190



Parque Industriall-HuancayoEste 56,6 5,440 7,710 6,304 8,306 8,252 8,526 8,633 8,786 8,915 10,355 10,579

Orcotuna-Parque Industrial 1 56,6 17,689 15,056 19,863 26,439 27,380 29,671 30,895 32,555 33,652 29,057 30,414


Orcotuna-Concepción 42,6 7,406 7,692 7,982 8,288 8,633 8,885 9,252 9,649 10,059 10,500 10,955

Orcotuna-Jauja 42,6 4,596 4,817 5,052 5,304 5,572 5,864 6,179 6,502 6,818 7,044 7,409

Runatullo-Comas 19,4 1,902 1,936 1,972 2,026 2,070 2,132 2,176 2,242 2,297 2,363 2,429

Parque Industrial-Chupaca 13,4 6,187 7,871 8,231 8,547 8,874 9,249 9,671 10,084 10,531 10,986 11,499

Chupaca-Huarisca 13,4 1,299 1,352 1,443 1,508 1,573 1,660 1,761 1,849 1,939 2,047 2,161

Huarisca-Chala Nueva 13,4 0,916 0,948 1,016 1,059 1,102 1,167 1,245 1,300 1,367 1,442 1,521

Chala Nueva-Machu 19,4 0,642 0,662 0,707 0,740 0,771 0,814 0,869 0,913 0,957 1,010 1,066

Huayucachi1-Huayucachi2 5,9 5,358 5,613 5,871 3,070 3,221 3,385 3,560 3,739 3,850 4,044 4,245

Huayucachi1-Huayucachi2 2 5,9 - - - 3,070 3,221 3,385 3,560 3,739 3,850 4,044 4,245

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)












Orcotuna-Jauja 42,6 41,740 45,684 51,168 55,397 61,487 68,357 76,298 83,363 91,990 97,480 108,611

Runatullo-Comas 19,4 15,610 16,173 16,790 17,723 18,506 18,692 19,476 20,690 21,726 23,014 24,343







SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)



Para el año 2019 se plantea el ingreso de una segunda terna de 10 kV entre las subestaciones Huayucachi1 y Huayucachi2, no presentándose sobrecargas en líneas de transmisión. Las siguientes tablas muestran los resultados de la potencia activa y el nivel de carga en transformadores de potencia.












Orcotuna-Jauja 42,6 10,786 11,279 11,929 12,409 13,067 13,771 14,542 15,196 15,954 16,406 17,309

Runatullo-Comas 19,4 9,729 9,903 10,088 10,364 10,589 10,643 10,864 11,196 11,472 11,806 12,141







SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Huayucachi 220kV 1 30,0 30,619 29,084 31,041 26,923 27,823 29,714 30,835 30,935 30,518 27,708 28,993

Huayucachi 220kV 2 50,0 35,933 30,087 44,987 43,911 44,926 41,683 42,834 45,210 51,917 48,525 50,064

Chilca 25,0 - 11,615 11,965 12,329 11,965 13,161 13,612 14,088 14,592 15,120 15,682

Huacayo Este 1 13,3 10,243 8,706 8,866 9,030 9,212 9,410 9,614 9,828 10,057 10,293 10,549

Parque Industrial 1 25,0 21,077 13,624 22,840 23,886 25,018 25,615 22,090 23,183 24,347 17,230 18,097

Concepción 1 10,0 7,403 7,688 7,977 8,282 8,626 4,494 4,630 4,799 4,955 5,134 5,305

Jauja 1 7,0 4,596 4,817 5,052 5,304 5,572 5,864 6,179 6,502 6,818 2,194 2,278

El Machu 3,0 0,669 0,690 0,733 0,765 0,797 0,840 0,894 0,937 0,981 1,034 1,089

Parque Industrial 3 30,0 - - - - - - 26,548 27,861 29,260 20,708 21,749

Parque 220kV 50,0 - - - - - - - - - 17,658 18,555

Huayucachi 1 5,0 3,258 3,409 3,560 3,725 3,902 4,093 4,297 4,508 1,891 1,986 2,083

Huayucachi 2 3,0 1,954 2,045 2,135 2,234 2,341 2,455 2,578 2,704 - -

Huayucachi 3 15,0 - - - - - - - - 5,678 5,962 6,254

Salecianos 1 14,0 14,365 11,679 12,149 12,624 13,155 13,726 8,118 8,467 8,839 9,225 9,639

Salecianos 2 11,0 11,570 9,406 9,785 10,167 10,595 11,055 - - - -

Salecianos 3 30,0 - - - - - - 17,388 18,134 18,931 19,758 20,645

Huancayo Este 2 15,0 11,543 9,809 9,990 10,174 10,380 10,603 10,834 11,074 11,332 11,599 11,888

Parque Industrial 2 20,0 14,484 8,320 17,782 18,579 19,459 21,252 - - - -

Ruantullo 4,0 1,930 1,965 2,002 2,057 2,102 2,165 2,210 2,278 2,334 2,402 2,471

Comas 1 0,6 0,604 0,626 - - - - - - - -

Comas 2 5,0 - - 0,650 0,682 0,714 0,756 0,788 0,830 0,873 0,915 0,957

Chupaca 1 6,3 2,408 3,196 3,314 3,433 3,558 3,694 3,842 3,995 4,160 4,327 4,510

Chupaca 2 6,3 2,408 3,196 3,314 3,433 3,558 3,694 3,842 3,995 4,160 4,327 4,510

Huarisca 2,0 0,388 0,409 0,430 0,451 0,473 0,494 0,515 0,547 0,569 0,601 0,633

Chala Nueva 1,0 0,283 0,293 0,315 0,325 0,336 0,358 0,380 0,390 0,412 0,434 0,456

Concepción 2 15,0 - - - - - 4,848 5,053 5,274 5,505 5,753 6,011

Jauja 2 15,0 - - - - - - - - - 5,601 5,841

Orcotuna 220kV 1 50,0 43,037 38,688 48,187 29,875 31,068 33,651 35,111 37,049 38,392 34,452 36,153

Orcotuna 220kV 2 50,0 - - - 29,875 31,068 33,651 35,111 37,049 38,392 34,452 36,153

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)



De la tabla de nivel de carga, se observa que los transformadores de la subestación Parque Industrial presentan una ligera sobrecarga en el año 2021, esto se soluciona con la instalación de un nuevo transformador en el año 2022. En general se observa un adecuado comportamiento eléctrico con el equipamiento propuesto.

9.4. SISTEMA ELÉCTRICO TARMA CHANCHAMAYO

Para el caso particular del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo, se han planteado dos alternativas que se describen a continuación.

ALTERNATIVA 1

La Alternativa 1 mantiene el esquema propuesto en el Pan de Inversiones 2013 – 2017, mediante un nuevo punto de suministro desde la subestación Yanango 220 kV, implementándose el equipamiento progresivo de líneas y transformadores mostrados en las siguientes tablas.


Huayucachi 220kV 1 30,0 97,410 92,526 98,751 85,650 88,514 94,529 98,095 98,415 97,087 88,148 92,236

Huayucachi 220kV 2 50,0 68,589 57,429 85,870 83,818 85,755 79,564 81,762 86,297 99,099 92,624 95,562

Chilca 25,0 - 45,919 47,657 48,891 47,558 52,776 54,702 56,331 58,313 59,934 62,399

Huacayo Este 1 13,3 76,949 65,278 67,134 68,037 69,608 71,702 73,432 74,687 76,431 77,500 79,757

Parque Industrial 1 25,0 84,223 54,129 91,944 95,582 100,402 103,495 89,448 93,371 98,122 68,633 72,366

Concepción 1 10,0 73,104 75,710 79,145 81,366 84,861 44,233 45,624 46,919 48,458 49,985 51,745

Jauja 1 7,0 69,812 73,004 77,212 80,317 84,574 89,132 94,123 98,355 98,568 33,074 34,446

El Machu 3,0 26,591 27,404 28,817 29,768 31,173 32,594 34,953 36,449 38,225 39,575 42,034

Parque Industrial 3 30,0 - - - - - - 89,584 93,512 98,270 68,737 72,475

Parque 220kV 50,0 - - - - - - - - - 34,601 36,362

Huayucachi 1 5,0 66,276 69,487 73,147 76,214 80,158 84,957 89,516 93,549 38,515 40,147 42,289

Huayucachi 2 3,0 66,302 69,513 73,173 76,240 80,184 84,983 89,541 93,574 - - -

Huayucachi 3 15,0 - - - - - - - - 38,485 40,118 42,259

Salecianos 1 14,0 99,131 80,200 84,310 87,177 91,121 95,849 56,809 58,955 61,566 63,639 66,778

Salecianos 2 11,0 101,613 82,209 86,422 89,360 93,403 98,249 - - - - -

Salecianos 3 30,0 - - - - - - 56,781 58,926 61,537 63,609 66,749

Huancayo Este 2 15,0 76,881 65,213 67,069 67,972 69,543 71,637 73,367 74,621 76,365 77,432 79,690

Parque Industrial 2 20,0 72,350 41,319 89,479 92,931 97,616 107,336 - - - - -

Ruantullo 4,0 48,262 49,122 50,052 51,425 52,546 52,810 53,905 55,557 56,929 58,591 60,258

Comas 1 0,6 95,529 99,066 - - - - - - - - -

Comas 2 5,0 - - 12,963 13,604 14,245 14,720 15,346 16,184 17,021 17,863 18,706

Chupaca 1 6,3 37,995 49,964 54,007 55,704 57,383 59,232 61,954 64,193 67,066 68,429 71,791

Chupaca 2 6,3 37,995 49,964 54,007 55,704 57,383 59,232 61,954 64,193 67,066 68,429 71,791

Huarisca 2,0 19,197 20,067 22,011 23,005 23,954 24,901 26,133 27,669 28,856 29,910 31,734

Chala Nueva 1,0 28,136 28,945 32,431 33,411 34,328 36,351 38,810 39,803 42,198 43,584 46,137

Concepción 2 15,0 - - - - - 31,815 33,196 34,378 35,895 37,342 39,093

Jauja 2 15,0 - - - - - - - - - 38,145 39,909

Orcotuna 220kV 1 50,0 83,556 75,111 93,560 58,007 60,325 65,050 67,875 70,916 73,487 65,945 69,203

Orcotuna 220kV 2 50,0 - - - 58,007 60,325 65,050 67,875 70,916 73,487 65,945 69,203

SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



La Fig.9 muestra el sistema eléctrico Tarma Chanchamayo para el año base 2016 y la Fig.10 nos muestra el sistema eléctrico Tarma Chanchamayo para el año 2026, correspondiente a la Alternativa 1.

Fig.9

SISTEMA AÑO ACCION

Tarma

Chanchamayo2017 Nueva linea SE Yanango - SE Yanango Nueva en 220KV - Conductor AAAC 500mm2 / 2 km

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 1

AÑO AÑO ACCION

2016 Nueva subestación Yanango Nueva - 220/60 KV - 40 MVA

2016 Nuevo transformador en la SE Chanchamayo - 60/22,9 KV - 30 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Tarma - 60/22,9/10 KV - 30/30/30 MVA

2021 El transformador de 10/5/5 MVA de la SE Tarma entra en reserva

Tarma

Chanchamayo

EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 1

V IR G E 1 3 .8

13,80 kV

1,00 p.u.

VIRGE138

136,25 kV

0,99 p.u.

C A R IP A 1 3 8

131,10 kV

0,95 p.u.

YANANGO220

225,50 kV

1,02 p.u.

NYANANGO23

58,63 kV

0,98 p.u.

NYANGO220

225,49 kV

1,02 p.u.

RENOV44

61,41 kV

1,02 p.u.

RENOV13

13,80 kV

1,00 p.u.

D H U A S A 4 4 B

58,88 kV

0,98 p.u.

D H U A S A 4 4 A

58,85 kV

0,98 p.u.

HUASA6A

5,91 kV

0,98 p.u.

HUASA44A

59,01 kV

0,98 p.u.

HUASA6B

5,89 kV

0,98 p.u.

HUASA44B

58,90 kV

0,98 p.u.

CHAN02B

0,23 kV

1,01 p.u.

CHAN02A

0,23 kV

1,01 p.u.

CHAN6

6,62 kV

1,00 p.u.

CHAN35

34,64 kV

0,99 p.u.

CHAN23

22,68 kV

0,99 p.u.

CHAN44

59,78 kV

1,00 p.u.

PUNT44

58,66 kV

0,98 p.u.

C A R P A P 4 4 A

46,40 kV

1,05 p.u.

CARPAP72.5

71,62 kV

0,99 p.u.

CO

ND

6.9

6,8

1 k

V

0,9

9 p

.u.

C A R P A P 4 4 B

46,47 kV

1,06 p.u.

CARPAP5.25B

5,28 kV

1,01 p.u.

CARPAP5.25A

5,27 kV

1,00 p.u.

COND72.5

69,90 kV

0,96 p.u.

COND2.4152,40 kV

0,99 p.u.

COND6.93

6,95 kV

1,00 p.u.

TAR M A44

58,05 kV

0,97 p.u.

COND6.9.

6,88 kV

1,00 p.u.

C O N D 138

130,61 kV

0,95 p.u.

COND2.4

2,39 kV

0,99 p.u.

C ON D 44

TAR M A10

10,19 kV

1,02 p.u.

TAR M A23

23,35 kV

1,02 p.u.

Ch

an

ch

am

ay

o

6,31 MW

2,31 Mvar

22,49 %

-6,31 MW

-2,09 ..

22,49 %

0

G~

Virgen G2

21,70 ..

5,46 Mvar

59,67 %

Tr2

La

Vir

ge

n

-43,40..

-8,28 ..

59,67 %

43,40 ..

10,91 ..

59,67 %

0

G~

Virgen G1

21,70 ..

5,46 Mvar

59,67 %

La Virgen - Caripa

43,40 ..

8,28 Mvar

44,50 %

-42,34..

-8,80 ..

44,50 %

23,92 ..

4,15 Mvar

21,98 %

-23,87..

-4,62 ..

21,98 %

SEIN CONDORCOCHA

-18,42..

-4,65 ..

-0,97

SEIN YANANGO

-9,25 MW

2,78 Mvar

-0,96

Lne DCarpapata-Puntay acu(1)

-1,40 MW

-0,10 ..

4,08 %

1,40 MW

0,07 Mvar

4,08 %

NYanango

-9,25 MW

3,12 Mvar

24,76 %

9,25 MW

-2,85 ..

24,76 %

2

LN

E Y

AN

AN

GO

-N

YA

NG

O2

20

-9,25 MW

2,78 Mvar

6,25 %

9,25 MW

-3,12 ..

6,25 %

Ln

e R

en

ov

an

de

s-C

ha

nc

ha

ma

yo

18,97 ..

6,93 Mvar

34,98 %

-18,72..

-6,27 ..

34,98 %

G~

Renov andes

19,00 ..

8,25 Mvar

93,27 %

tr2

re

no

v_

T1

19,00 ..

8,25 Mvar

82,86 %

-18,97..

-6,93 ..

82,86 %

2

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_B

-7,93 MW

2,97 Mvar

24,44 %

7,94 MW

-2,98 ..

24,44 %

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_A

-5,98 MW

-2,05 ..

18,26 %

5,99 MW

2,05 Mvar

18,26 %

Lne Huasahuasi1-Huasahuasi2

6,97 MW

-0,47 ..

20,10 %

-6,96 MW

0,46 Mvar

20,10 %

G~

Huasa_G12

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G11

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T1

7,00 MW

-0,00 ..

71,12 %

-6,97 MW

0,47 Mvar

71,12 %

0

G~

Huasa_G2

3,50 MW

-0,00 ..

58,33 %

G~

Huasa_G1

3,50 MW

-0,00 ..

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T2

7,00 MW

0,00 Mvar

71,25 %

-6,97 MW

0,47 Mvar

71,25 %

0

lod Punt44

8,58 MW

2,82 Mvar

G~

Chanch_G2

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

G~

Chanch_G1

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

tr2

ch

an

_G

2

-0,30 MW

0,01 Mvar

86,39 %

0,30 MW

-0,00 ..

86,39 %

tr2

ch

an

_G

1

-0,30 MW

0,01 Mvar

86,39 %

0,30 MW

-0,00 ..

86,39 %

tr2

ch

an

_T

3

-0,59 MW

0,05 Mvar

94,30 %

0,60 MW

-0,02 ..

94,30 %

2

lod chan23

9,17 MW

3,01 Mvar

Lne Puntay acu-Chanchamay o

-9,98 MW

-2,89 ..

30,09 %

10,13 ..

2,93 Mvar

30,09 %

Lne DCarpapata-Puntay acu

7,9

3 M

W

-2,9

7 .

.

24

,42

%

-7,85 MW

2,95 Mvar

24,42 %

Lne Tarma-DCarpapata

-5,95 MW

-2,25 ..

11,19 %

5,9

8 M

W

2,0

5 M

va

r

11

,19

%

tr3 chan_T1

2,28 MW

1,02 Mvar

33,33 %

0,59 MW

-0,05 ..

33,33 %

-2,86 MW

-0,92 ..

33,33 %

0

Lne Condorcocha-Carpapata

7,50 MW

1,76 Mvar

37,18 %

-7,35 MW

-2,12 ..

37,18 %

Lne carpapA-carpapB

-4,10 MW

-1,03 ..

30,90 %

4,10 MW

1,02 Mvar

30,90 %

G~

Carpapata G3

4,10 MW

1,23 Mvar

54,88 %

G~

Carpapata G2

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

G~

Carpapata G1

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T7 4,10 MW

1,23 Mvar

55,99 %

-4,10 MW

-1,02 ..

55,99 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T8 3,40 MW

1,02 Mvar

50,51 %

-3,40 MW

-0,85 ..

50,51 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T9 7,50 MW

1,88 Mvar

51,96 %

-7,50 MW

-1,76 ..

51,96 %

0

lod cond2.415

3,85 MW

0,92 Mvar

lod cond6.93

4,08 MW

0,98 Mvar

tr3 Condorcocha-T1

-4,08 MW

-0,98 ..

56,93 %

7,93 MW

2,57 Mvar

56,93 %

-3,85 MW

-0,92 ..

56,93 %0

lod cond138

12,88 ..

4,23 Mvar

Cp

Co

nd

orc

oc

ha

-0,0

0 M

W

-3,1

9 .

.

1

tr3 Condorcocha-T6

-0,58 MW

-0,45 ..

80,85 %

0,58 MW

-2,67 ..

80,85 %

-0,0

0 M

W

3,1

9 M

va

r

80

,85

%

1

3,91 MW

1,29 Mvar

lod cond6.6

8,33 MW

1,99 Mvar

tr3 condorcocha

10,41 ..

3,06 Mvar

57,33 %

-8,33 MW

-1,99 ..

57,33 %

-2,08 MW

-0,50 ..

57,33 %

-4

2,02 MW

0,66 Mvar

0

5,95 MW

2,25 Mvar

80,80 %

-2,02 MW

-0,66 ..

80,80 %

-3,91 MW

-1,29 ..

80,80 %

-5

lod cond2.9

2,08 MW

0,50 Mvar

DIg

SIL

EN

T



Fig.10

Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216 del Volumen IV - Anexo 05 Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga, correspondiente a la Alternativa 1.

V IR G E 1 3 .8

13,80 kV

1,00 p.u.

VIRGE138

137,78 kV

1,00 p.u.

C A R IP A 1 3 8

134,55 kV

0,98 p.u.

YANANGO220

225,50 kV

1,02 p.u.

NYANANGO23

58,39 kV

0,97 p.u.

NYANGO220

225,48 kV

1,02 p.u.

RENOV44

61,35 kV

1,02 p.u.

RENOV13

13,80 kV

1,00 p.u.

D H U A S A 4 4 B

58,33 kV

0,97 p.u.

D H U A S A 4 4 A

58,24 kV

0,97 p.u.

HUASA6A

5,85 kV

0,97 p.u.

HUASA44A

58,43 kV

0,97 p.u.

HUASA6B

5,84 kV

0,97 p.u.

HUASA44B

58,32 kV

0,97 p.u.

CHAN02B

0,23 kV

1,01 p.u.

CHAN02A

0,23 kV

1,01 p.u.

CHAN6

6,62 kV

1,00 p.u.

CHAN35

34,61 kV

0,99 p.u.

CHAN23

22,65 kV

0,99 p.u.

CHAN44

59,67 kV

0,99 p.u.

PUNT44

58,38 kV

0,97 p.u.

C A R P A P 4 4 A

47,58 kV

1,08 p.u.

CARPAP72.5

73,46 kV

1,01 p.u.

CO

ND

6.9

6,9

9 k

V

1,0

1 p

.u.

C A R P A P 4 4 B

47,65 kV

1,08 p.u.

CARPAP5.25B

5,41 kV

1,03 p.u.

CARPAP5.25A

5,40 kV

1,03 p.u.

COND72.5

71,78 kV

0,99 p.u.

COND2.4152,47 kV

1,02 p.u.

COND6.93

7,14 kV

1,03 p.u.

TAR M A44

57,03 kV

0,95 p.u.

COND6.9.

7,06 kV

1,02 p.u.

C O N D 138

134,08 kV

0,97 p.u.

COND2.4

2,45 kV

1,02 p.u.

C ON D 44

TAR M A10

9,86 kV

0,99 p.u.

TAR M A23

22,66 kV

0,99 p.u.

8,75 MW

3,25 Mvar

32,73 %

-2,84 MW

-0,93 ..

32,73 %

-5,90 MW

-1,94 ..

32,73 %

-5

Ch

an

ch

am

ay

o

5,53 MW

2,03 Mvar

19,73 %

-5,53 MW

-1,83 ..

19,73 %

0

G~

Virgen G2

21,70 ..

1,24 Mvar

57,96 %

Tr2

La

Vir

ge

n

-43,40..

0,01 Mvar

57,96 %

43,40 ..

2,48 Mvar

57,96 %

0

G~

Virgen G1

21,70 ..

1,24 Mvar

57,96 %

La Virgen - Caripa

43,40 ..

-0,01 ..

42,54 %

-42,42..

-0,90 ..

42,54 %

23,91 ..

3,81 Mvar

21,35 %

-23,86..

-4,33 ..

21,35 %

SEIN CONDORCOCHA

-18,50..

2,91 Mvar

-0,99

SEIN YANANGO

-4,56 MW

4,10 Mvar

-0,74

Lne DCarpapata-Puntay acu(1)

0,46 MW

0,20 Mvar

1,50 %

-0,46 MW

-0,24 ..

1,50 %

NYanango

-4,57 MW

4,44 Mvar

16,16 %

4,57 MW

-4,33 ..

16,16 %

2

LN

E Y

AN

AN

GO

-N

YA

NG

O2

20

-4,56 MW

4,10 Mvar

4,08 %

4,57 MW

-4,44 ..

4,08 %

Ln

e R

en

ov

an

de

s-C

ha

nc

ha

ma

yo

18,97 ..

7,25 Mvar

35,22 %

-18,72..

-6,57 ..

35,22 %

G~

Renov andes

19,00 ..

8,59 Mvar

93,89 %

tr2

re

no

v_

T1

19,00 ..

8,59 Mvar

83,41 %

-18,97..

-7,25 ..

83,41 %

2

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_B

-5,07 MW

4,19 Mvar

19,17 %

5,08 MW

-4,19 ..

19,17 %

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_A

-8,84 MW

-3,24 ..

27,45 %

8,85 MW

3,24 Mvar

27,45 %


6,97 MW

-0,48 ..

20,30 %

-6,95 MW

0,47 Mvar

20,30 %

G~

Huasa_G12

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G11

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T1

7,00 MW

0,00 Mvar

71,82 %

-6,97 MW

0,48 Mvar

71,82 %

0

G~

Huasa_G2

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G1

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T2

7,00 MW

0,00 Mvar

71,96 %

-6,97 MW

0,48 Mvar

71,96 %

0

lod Punt44

11,49 ..

3,78 Mvar

G~

Chanch_G2

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

G~

Chanch_G1

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

tr2

ch

an

_G

2

-0,30 MW

0,01 Mvar

86,48 %

0,30 MW

-0,00 ..

86,48 %

tr2

ch

an

_G

1

-0,30 MW

0,01 Mvar

86,48 %

0,30 MW

-0,00 ..

86,48 %

tr2

ch

an

_T

3

-0,59 MW

0,05 Mvar

94,40 %

0,60 MW

-0,02 ..

94,40 %

2

lod chan23

8,08 MW

2,66 Mvar


-11,03..

-3,54 ..

33,70 %

11,22 ..

3,64 Mvar

33,70 %


5,0

7 M

W

-4,1

9 .

.

19

,15

%

-5,02 MW

4,12 Mvar

19,15 %


-8,75 MW

-3,25 ..

16,73 %

8,8

4 M

W

3,2

4 M

va

r

16

,73

%

tr3 chan_T1

1,97 MW

0,91 Mvar

29,78 %

0,59 MW

-0,05 ..

29,78 %

-2,55 MW

-0,82 ..

29,78 %

0


7,50 MW

1,79 Mvar

36,32 %

-7,36 MW

-2,18 ..

36,32 %

Lne carpapA-carpapB

-4,10 MW

-1,04 ..

30,15 %

4,10 MW

1,03 Mvar

30,15 %

G~

Carpapata G3

4,10 MW

1,23 Mvar

54,88 %

G~

Carpapata G2

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

G~

Carpapata G1

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T7 4,10 MW

1,23 Mvar

54,63 %

-4,10 MW

-1,03 ..

54,63 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T8 3,40 MW

1,02 Mvar

49,28 %

-3,40 MW

-0,86 ..

49,28 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T9 7,50 MW

1,90 Mvar

50,69 %

-7,50 MW

-1,79 ..

50,69 %

0

lod cond2.415

3,85 MW

0,92 Mvar

lod cond6.93

4,08 MW

0,98 Mvar

tr3 Condorcocha-T1

-4,08 MW

-0,98 ..

55,35 %

7,93 MW

2,53 Mvar

55,35 %

-3,85 MW

-0,92 ..

55,35 %0

lod cond138

12,88 ..

4,23 Mvar

Cp

Co

nd

orc

oc

ha

-0,0

0 M

W

-3,3

6 .

.

1

tr3 Condorcocha-T6

-0,57 MW

-0,35 ..

83,02 %

0,57 MW

-2,94 ..

83,02 %

-0,0

0 M

W

3,3

6 M

va

r

83

,02

%

1

5,90 MW

1,94 Mvar

lod cond6.6

8,33 MW

1,99 Mvar

tr3 condorcocha

10,41 ..

3,03 Mvar

55,80 %

-8,33 MW

-1,99 ..

55,80 %

-2,08 MW

-0,50 ..

55,80 %

-4

2,84 MW

0,93 Mvar

0

-5

lod cond2.9

2,08 MW

0,50 Mvar

DIg

SIL

EN

T


Yanango-Nueva Yanango 152,4 9,725 9,080 8,470 7,865 7,193 9,721 9,014 8,286 7,550 6,826 6,133

Tarma-Der.Huasahuasi 58,7 6,358 6,578 6,819 7,050 7,337 7,551 7,863 8,198 8,554 8,933 9,334

Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 6,327 6,552 6,801 7,039 7,336 7,559 7,883 8,230 8,600 8,995 9,414


Der.Huasahuasi-Nueva Yanango 35,3 8,469 8,315 8,150 7,998 7,816 7,550 7,352 7,152 6,953 6,760 6,578

Nueva Yanango-Puntayacu 35,3 1,417 0,971 0,505 0,018 0,528 2,474 1,959 1,412 0,836 0,265 0,500

Puntayacu-Chanchamayo 35,3 10,351 10,187 9,964 9,733 9,478 12,664 12,470 12,266 12,053 11,830 11,587

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)









SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)



Se observa que todas las líneas operan sin presentar sobrecarga. De igual manera, para los transformadores se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

Ningún transformador presenta sobrecarga. Los resultados validan el adecuado comportamiento eléctrico bajo la configuración de la Alternativa 1 del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo.

ALTERNATIVA 2

La Alternativa 2 considera un nuevo punto de suministro desde la futura central hidroeléctrica La Virgen (actualmente en construcción), mediante la instalación de un transformador de potencia 138/60 kV y una línea de transmisión de 60 kV hacia la subestación Chanchamayo. Asimismo se plantea la repotenciación de la línea Condorcocha – Tarma 60 kV y la instalación de un transformador de potencia 138/60 kV – 20 MVA en la subestación Condorccocha. Estas inversiones la realizarán las empresas Renovandes y Huasahuasi, ya que forman parte de los refuerzos en el sistema de transmisión para viabilizar la evacuación de potencia de sus centrales hidroeléctricas. Para esta alternativa se ha implementado el equipamiento progresivo de líneas y transformadores mostrado en las siguientes tablas.









SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Tarma 1 10,0 6,358 6,578 6,819 7,050 7,337 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 9,339 2,565 2,639 2,717 2,804 1,800 1,865 1,935 2,008 2,086 2,171

Nueva yanango 220kV 40,0 9,837 9,196 8,598 8,008 7,355 9,842 9,150 8,439 7,725 7,029 6,370

Tarma 2 30,0 - - - - - 7,551 7,863 8,198 8,554 8,933 9,334

Chanchamayo 2 30,0 - 6,898 7,090 7,289 7,511 4,935 5,103 5,282 5,471 5,669 5,888

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Tarma 1 10,0 80,850 83,872 87,392 90,715 94,733 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 109,038 34,119 34,974 35,864 36,861 25,541 26,289 27,082 27,921 28,808 29,785

Nueva yanango 220kV 40,0 24,954 23,327 21,811 20,315 18,658 24,967 23,211 21,409 19,597 17,831 16,158

Tarma 2 30,0 - - - - - 26,178 27,315 28,537 29,846 31,245 32,735

Chanchamayo 2 30,0 - 23,093 23,752 24,438 25,207 16,465 17,041 17,652 18,299 18,981 19,734

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



Las inversiones resaltadas de amarillo, serán realizadas por las empresas Renovandes y Huasahuasi. La Fig.11 muestra el sistema eléctrico Tarma Chanchamayo para el año base 2016 y la Fig.12 nos muestra el sistema eléctrico Tarma Chanchamayo para el año 2026, correspondiente a la Alternativa 2.

Fig.11

SISTEMA AÑO ACCION

2017 Cambio Conductor línea Condorcocha - Tarma 60 kV a 240mm2 / 11,5 km

2017 Nueva linea SE La Virgen - SE Chanchamayo en 60KV - Conductor AAAC 126mm2 / 14,6 km

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS - ALTERNATIVA 2

Tarma

Chanchamayo

AÑO AÑO ACCION

207 Nuevo transformador en la SE La Virgen - 138/60 kV - 20 MVA

2017 Nuevo transformador en la SE Condorcocha - 138/60 kV - 20 MVA

2016 Nuevo transformador en la SE Chanchamayo - 60/22,9 kV - 30 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Tarma - 60/22,9/10 kV - 30/30/30 MVA

2021 El transformador de 10/5/5 MVA de la SE Tarma entra en reserva

Tarma

Chanchamayo

EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES - ALTERNATIVA 2

V IR G E N 6 0

59,55 kV

0,99 p.u.

V IR G E 1 3 .8

13,80 kV

1,00 p.u.

VIRGE138

136,53 kV

0,99 p.u.

C A R IP A 1 3 8

131,10 kV

0,95 p.u.

RENOV44

61,83 kV

1,03 p.u.

RENOV13

13,80 kV

1,00 p.u.

D H U A S A 4 4 B

59,35 kV

0,99 p.u.

D H U A S A 4 4 A

59,42 kV

0,99 p.u.

HUASA6A

5,96 kV

0,99 p.u.

HUASA44A

59,53 kV

0,99 p.u.

HUASA6B

5,95 kV

0,99 p.u.

HUASA44B

59,42 kV

0,99 p.u.

CHAN02B

0,23 kV

1,02 p.u.

CHAN02A

0,23 kV

1,02 p.u.

CHAN6

6,70 kV

1,02 p.u.

CHAN35

35,06 kV

1,00 p.u.

CHAN23

22,95 kV

1,00 p.u.

CHAN44

60,49 kV

1,01 p.u.

PUNT44

58,25 kV

0,97 p.u.

C A R P A P 4 4 A

46,31 kV

1,05 p.u.

CARPAP72.5

71,48 kV

0,99 p.u.

CO

ND

6.9

6,7

9 k

V

0,9

8 p

.u.

C A R P A P 4 4 B

46,38 kV

1,05 p.u.

CARPAP5.25B

5,27 kV

1,00 p.u.

CARPAP5.25A

5,26 kV

1,00 p.u.

COND72.5

69,76 kV

0,96 p.u.

COND2.4152,39 kV

0,99 p.u.

COND6.93

6,93 kV

1,00 p.u.

TAR M A44

59,89 kV

1,00 p.u.

COND6.9.

6,86 kV

0,99 p.u.

C O N D 138

130,35 kV

0,94 p.u.

COND2.4

2,38 kV

0,99 p.u.

C ON D 44

60,39 kV

1,01 p.u.

TAR M A10

10,06 kV

1,01 p.u.

TAR M A23

23,07 kV

1,01 p.u.

0,79 MW

5,82 Mvar

28,36 %

-0,78 MW

-5,66 ..

28,36 %

0

Ch

an

ch

am

ay

o

6,31 MW

2,31 Mvar

22,22 %

-6,31 MW

-2,09 ..

22,22 %

0

Lne Condorcocha-Tarm a.

0,78 MW

5,66 Mvar

9,92 %

-0,77 MW

-5,76 ..

9,92 %

Tr2

Vir

ge

n

-10,01..

-0,37 ..

50,66 %

10,01 ..

0,95 Mvar

50,66 %

0

La Virgen-Chanchamay o

-10,01..

-0,95 ..

28,67 %

10,15 ..

0,97 Mvar

28,67 %

G~

Virgen G2

21,70 ..

4,68 Mvar

59,20 %

Tr2

La

Vir

ge

n

-43,40..

-6,78 ..

59,20 %

43,40 ..

9,37 Mvar

59,20 %

0

G~

Virgen G1

21,70 ..

4,68 Mvar

59,20 %

La Virgen - Caripa

53,41 ..

7,14 Mvar

53,73 %

-51,85..

-6,13 ..

53,73 %

24,72 ..

10,03 ..

24,26 %

-24,65..

-10,46..

24,26 %

SEIN CONDORCOCHA

-27,13..

3,90 Mvar

-0,99

Ln

e R

en

ov

an

de

s-C

ha

nc

ha

ma

yo

18,97 ..

4,89 Mvar

33,67 %

-18,74..

-4,30 ..

33,67 %

G~

Renov andes

19,00 ..

6,12 Mvar

89,88 %

tr2

re

no

v_

T1

19,00 ..

6,12 Mvar

79,85 %

-18,97..

-4,89 ..

79,85 %

2

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_B

-8,70 MW

-2,82 ..

26,17 %

8,71 MW

2,82 Mvar

26,17 %

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_A

-5,21 MW

3,72 Mvar

18,32 %

5,22 MW

-3,73 ..

18,32 %


6,97 MW

-0,46 ..

19,93 %

-6,96 MW

0,45 Mvar

19,93 %

G~

Huasa_G12

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G11

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T1

7,00 MW

0,00 Mvar

70,49 %

-6,97 MW

0,46 Mvar

70,49 %

0

G~

Huasa_G2

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G1

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T2

7,00 MW

-0,00 ..

70,62 %

-6,97 MW

0,46 Mvar

70,62 %

0

lod Punt44

8,58 MW

2,82 Mvar

G~

Chanch_G2

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

G~

Chanch_G1

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

tr2

ch

an

_G

2

-0,30 MW

0,01 Mvar

85,38 %

0,30 MW

0,00 Mvar

85,38 %

tr2

ch

an

_G

1

-0,30 MW

0,01 Mvar

85,38 %

0,30 MW

0,00 Mvar

85,38 %

tr2

ch

an

_T

3

-0,59 MW

0,05 Mvar

93,19 %

0,60 MW

-0,02 ..

93,19 %

2

lod chan23

9,17 MW

3,01 Mvar



8,7

0 M

W

2,8

2 M

va

r

26

,33

%

-8,58 MW

-2,82 ..

26,33 %


-5,17 MW

3,50 Mvar

11,01 %

5,2

1 M

W

-3,7

2 .

.

11

,01

%

tr3 chan_T1

2,28 MW

1,02 Mvar

32,94 %

0,59 MW

-0,05 ..

32,94 %

-2,86 MW

-0,92 ..

32,94 %

0


7,49 MW

1,76 Mvar

37,24 %

-7,35 MW

-2,11 ..

37,24 %

Lne carpapA-carpapB

-4,09 MW

-1,02 ..

30,96 %

4,10 MW

1,02 Mvar

30,96 %

G~

Carpapata G3

4,10 MW

1,23 Mvar

54,88 %

G~

Carpapata G2

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

G~

Carpapata G1

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T7 4,10 MW

1,23 Mvar

56,09 %

-4,10 MW

-1,02 ..

56,09 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T8 3,40 MW

1,02 Mvar

50,60 %

-3,40 MW

-0,85 ..

50,60 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T9 7,49 MW

1,88 Mvar

52,06 %

-7,49 MW

-1,76 ..

52,06 %

0

lod cond2.415

3,85 MW

0,92 Mvar

lod cond6.93

4,08 MW

0,98 Mvar

tr3 Condorcocha-T1

-4,08 MW

-0,98 ..

57,05 %

7,93 MW

2,57 Mvar

57,05 %

-3,85 MW

-0,92 ..

57,05 %0

lod cond138

12,88 ..

4,23 Mvar

Cp

Co

nd

orc

oc

ha

-0,0

0 M

W

-3,1

8 .

.

1

tr3 Condorcocha-T6

-0,58 MW

-0,46 ..

80,68 %

0,58 MW

-2,65 ..

80,68 %

-0,0

0 M

W

3,1

8 M

va

r

80

,68

%

1

3,91 MW

1,29 Mvar

lod cond6.6

8,33 MW

1,99 Mvar

tr3 condorcocha

10,41 ..

3,06 Mvar

57,44 %

-8,33 MW

-1,99 ..

57,44 %

-2,08 MW

-0,50 ..

57,44 %

-4

2,02 MW

0,66 Mvar

4

5,95 MW

2,26 Mvar

81,79 %

-2,02 MW

-0,66 ..

81,79 %

-3,91 MW

-1,29 ..

81,79 %

-2

lod cond2.9

2,08 MW

0,50 Mvar

DIg

SIL

EN

T



Fig.12 Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216. Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga, correspondiente a la Alternativa 2.

V IR G E N 6 0

59,94 kV

1,00 p.u.

V IR G E 1 3 .8

13,80 kV

1,00 p.u.

VIRGE138

137,99 kV

1,00 p.u.

C A R IP A 1 3 8

134,55 kV

0,98 p.u.

RENOV44

62,05 kV

1,03 p.u.

RENOV13

13,80 kV

1,00 p.u.

D H U A S A 4 4 B

59,64 kV

0,99 p.u.

D H U A S A 4 4 A

59,76 kV

1,00 p.u.

HUASA6A

5,99 kV

1,00 p.u.

HUASA44A

59,84 kV

1,00 p.u.

HUASA6B

5,98 kV

1,00 p.u.

HUASA44B

59,74 kV

1,00 p.u.

CHAN02B

0,24 kV

1,03 p.u.

CHAN02A

0,24 kV

1,03 p.u.

CHAN6

6,75 kV

1,02 p.u.

CHAN35

35,32 kV

1,01 p.u.

CHAN23

23,12 kV

1,01 p.u.

CHAN44

60,88 kV

1,01 p.u.

PUNT44

58,16 kV

0,97 p.u.

C A R P A P 4 4 A

47,44 kV

1,08 p.u.

CARPAP72.5

73,24 kV

1,01 p.u.

CO

ND

6.9

6,9

7 k

V

1,0

1 p

.u.

C A R P A P 4 4 B

47,51 kV

1,08 p.u.

CARPAP5.25B

5,40 kV

1,03 p.u.

CARPAP5.25A

5,39 kV

1,03 p.u.

COND72.5

71,55 kV

0,99 p.u.

COND2.4152,46 kV

1,02 p.u.

COND6.93

7,12 kV

1,03 p.u.

TAR M A44

60,61 kV

1,01 p.u.

COND6.9.

7,04 kV

1,02 p.u.

C O N D 138

133,66 kV

0,97 p.u.

COND2.4

2,44 kV

1,02 p.u.

C ON D 44

61,40 kV

1,02 p.u.

TAR M A10

10,34 kV

1,03 p.u.

TAR M A23

23,70 kV

1,04 p.u.

6,61 MW

7,97 Mvar

48,82 %

-6,60 MW

-7,50 ..

48,82 %

0

8,74 MW

2,98 Mvar

30,47 %

-2,84 MW

-0,93 ..

30,47 %

-5,90 MW

-1,94 ..

30,47 %

-2

Ch

an

ch

am

ay

o

5,53 MW

2,02 Mvar

19,34 %

-5,53 MW

-1,83 ..

19,34 %

0

Lne Condorcocha-Tarm a.

6,60 MW

7,50 Mvar

16,83 %

-6,56 MW

-7,52 ..

16,83 %

Tr2

Vir

ge

n

-11,08..

0,49 Mvar

55,47 %

11,08 ..

0,20 Mvar

55,47 %

0

La Virgen-Chanchamay o

-11,08..

-0,20 ..

31,40 %

11,25 ..

0,26 Mvar

31,40 %

G~

Virgen G2

21,70 ..

0,65 Mvar

57,89 %

Tr2

La

Vir

ge

n

-43,40..

1,18 Mvar

57,89 %

43,40 ..

1,30 Mvar

57,89 %

0

G~

Virgen G1

21,70 ..

0,65 Mvar

57,89 %

La Virgen - Caripa

54,48 ..

-1,67 ..

53,28 %

-52,94..

2,49 Mvar

53,28 %

30,57 ..

11,97 ..

29,04 %

-30,47..

-12,33..

29,04 %

SEIN CONDORCOCHA

-22,37..

14,46 ..

-0,84

Ln

e R

en

ov

an

de

s-C

ha

nc

ha

ma

yo

18,97 ..

3,75 Mvar

33,09 %

-18,75..

-3,19 ..

33,09 %

G~

Renov andes

19,00 ..

4,94 Mvar

88,39 %

tr2

re

no

v_

T1

19,00 ..

4,94 Mvar

78,53 %

-18,97..

-3,75 ..

78,53 %

2

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_B

-11,71..

-3,91 ..

35,15 %

11,72 ..

3,92 Mvar

35,15 %

Ln

e D

Hu

as

ah

ua

si-

Hu

as

ah

ua

si2

_A

-2,20 MW

4,82 Mvar

15,07 %

2,20 MW

-4,82 ..

15,07 %


6,97 MW

-0,46 ..

19,82 %

-6,96 MW

0,44 Mvar

19,82 %

G~

Huasa_G12

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G11

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T1

7,00 MW

0,00 Mvar

70,12 %

-6,97 MW

0,46 Mvar

70,12 %

0

G~

Huasa_G2

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

G~

Huasa_G1

3,50 MW

0,00 Mvar

58,33 %

tr2

hu

as

a_

T2

7,00 MW

0,00 Mvar

70,25 %

-6,97 MW

0,46 Mvar

70,25 %

0

lod Punt44

11,49 ..

3,78 Mvar

G~

Chanch_G2

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

G~

Chanch_G1

0,30 MW

0,00 Mvar

83,33 %

tr2

ch

an

_G

2

-0,30 MW

0,01 Mvar

84,76 %

0,30 MW

0,00 Mvar

84,76 %

tr2

ch

an

_G

1

-0,30 MW

0,01 Mvar

84,76 %

0,30 MW

0,00 Mvar

84,76 %

tr2

ch

an

_T

3

-0,59 MW

0,05 Mvar

92,51 %

0,60 MW

-0,02 ..

92,51 %

2

lod chan23

8,08 MW

2,66 Mvar



11

,71

..

3,9

1 M

va

r

35

,31

%

-11,49..

-3,78 ..

35,31 %


-2,18 MW

4,54 Mvar

9,05 %

2,2

0 M

W

-4,8

2 .

.

9,0

5 %

tr3 chan_T1

1,97 MW

0,91 Mvar

29,19 %

0,59 MW

-0,05 ..

29,19 %

-2,55 MW

-0,82 ..

29,19 %

0


7,50 MW

1,78 Mvar

36,42 %

-7,36 MW

-2,17 ..

36,42 %

Lne carpapA-carpapB

-4,10 MW

-1,04 ..

30,24 %

4,10 MW

1,03 Mvar

30,24 %

G~

Carpapata G3

4,10 MW

1,23 Mvar

54,88 %

G~

Carpapata G2

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

G~

Carpapata G1

1,70 MW

0,51 Mvar

50,71 %

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T7 4,10 MW

1,23 Mvar

54,79 %

-4,10 MW

-1,03 ..

54,79 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T8 3,40 MW

1,02 Mvar

49,42 %

-3,40 MW

-0,86 ..

49,42 %

0

tr2

Ca

rp

ap

ata

-T9 7,50 MW

1,89 Mvar

50,84 %

-7,50 MW

-1,78 ..

50,84 %

0

lod cond2.415

3,85 MW

0,92 Mvar

lod cond6.93

4,08 MW

0,98 Mvar

tr3 Condorcocha-T1

-4,08 MW

-0,98 ..

55,54 %

7,93 MW

2,54 Mvar

55,54 %

-3,85 MW

-0,92 ..

55,54 %0

lod cond138

12,88 ..

4,23 Mvar

Cp

Co

nd

orc

oc

ha

-0,0

0 M

W

-3,3

4 .

.

1

tr3 Condorcocha-T6

-0,57 MW

-0,37 ..

82,75 %

0,57 MW

-2,91 ..

82,75 %

-0,0

0 M

W

3,3

4 M

va

r

82

,75

%

1

5,90 MW

1,94 Mvar

lod cond6.6

8,33 MW

1,99 Mvar

tr3 condorcocha

10,41 ..

3,04 Mvar

55,98 %

-8,33 MW

-1,99 ..

55,98 %

-2,08 MW

-0,50 ..

55,98 %

-4

2,84 MW

0,93 Mvar

3

-5

lod cond2.9

2,08 MW

0,50 Mvar

DIg

SIL

EN

TLínea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Condorcocha-Tarma. 43,1 6,486 6,684 6,993 7,272 7,685 7,752 8,271 8,856 9,508 10,231 10,957




Der.Huasahuasi-Puntayacu 25,9 9,336 9,568 9,820 10,075 10,375 10,687 11,036 11,410 11,810 12,236 12,681

Puntayacu-Chanchamayo 25,9

La Virgen-Chanchamayo 25,9 10,055 9,831 9,587 9,333 9,049 12,295 12,081 11,854 11,614 11,361 11,083

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)









SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)



Se observa que todas las líneas operan sin presentar sobrecarga. De igual manera para los transformadores, se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

Ningún transformador se encuentra sobrecargado. Los resultados validan el adecuado comportamiento eléctrico bajo la configuración de la Alternativa 2 del sistema eléctrico Tarma Chanchamayo.

9.5. SISTEMA YAUPI OXAPAMPA

En el mediano plazo, el sistema eléctrico Yaupi – Oxapampa presenta problemas de colapso de tensión, debido a las grandes demandas en las barras más alejadas del sistema; subestaciones Pichanaki, Satipo y Chalhuamayo. Se evidencia la necesidad de un nuevo punto de suministro para las cargas, planteándose la conexión a la subestación Tulumayo 220 kV y la implementación de un nuevo transformador 220/60 kV en la subestación Satipo (punto más cercano a Tulumayo). En el caso particular de la carga Chalhuamayo, no es viable que la demanda se transmita en el nivel de 22,9 kV, debiendo implementarse una nueva subestación 60/22,9 kV con conexión a la subestación Satipo.









SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Tarma 1 10,0 6,360 6,577 6,819 7,051 7,333 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 2,496 2,564 2,639 2,717 2,803 1,799 1,865 1,934 2,008 2,085 2,170

Tarma 2 30,0 - - - - - 7,487 7,794 8,123 8,473 8,845 9,235

Chanchamayo 2 30,0 6,722 6,898 7,089 7,288 7,511 4,935 5,104 5,282 5,471 5,669 5,888

La Virgen 20,0 10,016 9,793 9,549 9,296 9,013 12,304 12,089 11,862 11,622 11,369 11,091

Condorcocha 20,0 6,710 6,915 7,244 7,534 7,973 8,032 8,583 9,206 9,903 10,678 11,447

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Tarma 1 10,0 81,439 83,608 87,181 90,808 93,532 - - - - - -

Chanchamayo 1 13,0 32,942 33,707 34,539 35,406 36,374 25,099 25,822 26,588 27,398 28,251 29,191

Tarma 2 30,0 - - - - - 24,356 25,428 26,584 27,825 29,156 30,210

Chanchamayo 2 30,0 22,224 22,815 23,458 24,127 24,875 16,182 16,740 17,332 17,957 18,616 19,342

La Virgen 20,0 50,658 49,529 48,301 47,023 45,597 61,528 60,456 59,321 58,122 56,859 55,469

Condorcocha 20,0 33,737 34,439 36,079 37,165 39,337 39,352 42,057 45,117 48,544 52,353 55,593

SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



El equipamiento propuesto se resume en las siguientes tablas.

Las instalaciones resaltadas de amarillo, sirven para el suministro a las localidades de Mazamari y Atalaya, por tal deberán ser implementadas por el concesionario de distribución correspondiente. Debido a la nueva configuración del sistema eléctrico Pozuzo, en parte originada por el colapso de la CH Delfín, es necesario mejorar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica desde la SET Puerto Bermúdez contando con equipamiento adicional en el Sistema Eléctrico de Pozuzo, por lo cual se solicita aprobar para el año 2016, la instalación de la nueva SET Constitución que será una subestación de maniobra en 33 kV y tres celdas de línea en 33 kV. La Fig.13 muestra el sistema eléctrico Yaupi Oxapampa para el año base 2016 y la Fig.14 muestra el sistema Yaupi Oxapampa para el año 2026 con el equipamiento propuesto.

SISTEMA AÑO ACCION

2018 Nueva linea SE Satipo - SE Chalhuamayo en 60KV - Conductor AAAC 240mm2 / 15 km

2018 Nueva linea SE Tulumayo - SE Satipo en 220KV - Conductor AAAC 500mm2 / 65 km

2018 Nueva linea SE Tulumayo - SE Atalaya en 138KV - Conductor AAAC 300mm2 / 200 km

2018 Nueva linea SE Runatullo - SE Mazamari en 60KV - Conductor AAAC 240mm2 / 65 km

EQUIPAMIENTO DE LAS LINEAS

Yaupi

Oxapampa

AÑO AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Pichanaki - 60/22,9/13,2 kV - 15/15/15 MVA

2018 El transformador de 9/7/2 MVA de la SE Pichanaki entra en reserva

2018 Nueva subestación Satipo - 220/60/22,9 kV - 50/50/30 MVA

2018 Nueva subestación Chalhuamayo - 60/22,9 kV - 15 MVA

2018 Nuevo transformador en la SE Tulumayo - 220/138 kV - 30 MVA

2018 Nuevo transformador en la SE Atalaya - 138/22,9 kV - 30 MVA

2018 Nuevo transformador en la SE Mazamari - 60/22,9/10 kV - 7/7/3 MVA


Yaupi

Oxapampa



Fig.13

Para la convergencia del flujo de potencia, se debió desconectar la carga de Chalhuamayo y reducir 10 % de la demanda de la subestación Satipo.

YAUPI13

14,14 kV

1,02 p.u.

OXA23B(1)

23,27 kV

1,01 p.u.

MAZA10

ATALA10

ATALA23

ATALA60

MAZA23

MAZA60

RUNA60

60,00 kV

1,00 p.u.

CHALH4

4,11 kV

0,99 p.u.

CHALH23

22,58 kV

0,99 p.u.

DELF13

13,07 kV

0,99 p.u.

DELF04

0,38 kV

1,00 p.u.

ZUNG33

32,35 kV

0,98 p.u.

COPOZ3332,10 kV

0,97 p.u.

DELF33

31,85 kV

0,97 p.u.

DPOZU33

32,03 kV

0,97 p.u.

ISCOZ33

32,18 kV

0,98 p.u.

PTOINCA33

32,33 kV

0,98 p.u.

YUYAP33

32,45 kV

0,98 p.u.

CONST33

32,61 kV

0,99 p.u.

PBERM10

10,17 kV

1,02 p.u.

PBERM33

33,50 kV

1,02 p.u.

PBERM60

58,45 kV

0,97 p.u.

SATIP10

9,61 kV

0,96 p.u.

SATIP23

22,07 kV

0,96 p.u.

PICHA13

12,96 kV

0,98 p.u.

PICHA23

22,74 kV

0,99 p.u.

VILLAR23

22,95 kV

1,00 p.u.

OXA10

10,28 kV

1,03 p.u.

SATIP60

54,62 kV

0,91 p.u.

PICHA60

56,51 kV

0,94 p.u.

VILLAR60

59,79 kV

1,00 p.u.

YAU P 138 B

139,37 kV

1,01 p.u.

Y A U 2 3

23,20 kV

1,01 p.u.

O X A 6 0

61,68 kV

1,03 p.u.

O X A 2 3

23,47 kV

1,02 p.u.

O X A 1 3 8

138,13 kV

1,00 p.u.

SEIN-YAUPI

18,50 ..

9,90 Mvar

0,88

OXAP_T3(1)

11,84 ..

4,93 Mvar

49,03 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

49,03 %

-11,83..

-4,34 ..

49,03 %

0

0,16 MW

0,05 Mvar

0,16 MW

0,05 Mvar

0,21 MW

0,07 Mvar

0,09 MW

0,03 Mvar

0,14 MW

0,05 Mvar

tr3 m aza_T1

-1

tr3 atala_T1

-4

G~

Runatullo_23

1,85 MW

0,56 Mvar

4,02 %

G~

Chalh_G2

1,00 MW

0,00 Mvar

61,35 %

G~

Chalh_G1

1,00 MW

0,00 Mvar

61,35 %

tr2

ch

alh

_T

1

-1,99 MW

0,06 Mvar

50,56 %

2,00 MW

0,00 Mvar

50,56 %

-1,94 MW

0,09 Mvar

26,05 %

1,99 MW

-0,06 ..

26,05 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

2,56 MW

0,84 Mvar

0,05 MW

0,02 Mvar

0,62 MW

0,20 Mvar

0,16 MW

0,05 Mvar

tr2

de

lfin

_T

2

-0,62 MW

-0,20 ..

66,31 %

0,62 MW

0,23 Mvar

66,31 %

0

0,16 MW

0,02 Mvar

1,54 %

-0,16 MW

-0,05 ..

1,54 %

0,30 MW

-0,03 ..

2,82 %

-0,30 MW

-0,07 ..

2,82 %

0,51 MW

-0,06 ..

4,69 %

-0,51 MW

-0,04 ..

4,69 %

0,05 MW

-0,25 ..

2,33 %

-0,05 MW

-0,02 ..

2,33 %

0,63 MW

0,19 Mvar

4,10 %

-0,63 MW

-0,25 ..

4,10 %

0,85 MW

-0,07 ..

5,08 %

-0,84 MW

0,00 Mvar

5,08 %

1,02 MW

-0,17 ..

6,11 %

-1,01 MW

0,01 Mvar

6,11 %

1,68 MW

-0,38 ..

9,91 %

-1,62 MW

0,19 Mvar

9,91 %

tr2

de

lfin

_T

1

0,63 MW

0,25 Mvar

39,02 %

-0,62 MW

-0,23 ..

39,02 %

0

4,34 MW

0,08 Mvar

12,50 %

-4,25 MW

-0,64 ..

12,50 %

tr3 pberm _T1

4,25 MW

0,64 Mvar

47,43 %

-0,00 MW

-0,00 ..

47,43 %

-4,24 MW

-0,46 ..

47,43 %

-1

1,89 MW

0,62 Mvar

6,78 MW

2,23 Mvar

1,92 MW

0,63 Mvar

2,67 MW

0,88 Mvar

tr3 satipo_T1

4,85 MW

2,56 Mvar

52,95 %

-4,84 MW

-2,31 ..

52,95 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

52,95 %

-3

tr3 pichanaki_T1

4,60 MW

1,93 Mvar

102,94 %

-2,67 MW

-0,88 ..

102,94 %

-1,92 MW

-0,63 ..

102,94 %

-3

tr2

vil

laric

a

1,90 MW

0,68 Mvar

40,52 %

-1,89 MW

-0,62 ..

40,52 %

-1

tr2

ox

ap

_T

2

0,01 MW

0,02 Mvar

0,33 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

0,33 %

2

4,95 MW

2,35 Mvar

17,05 %

-4,85 MW

-2,56 ..

17,05 %

9,78 MW

4,52 Mvar

19,62 %

-9,55 MW

-4,28 ..

19,62 %

16,25 ..

5,90 Mvar

29,88 %

-16,02..

-5,28 ..

29,88 %

-18,50..

-6,08 ..

81,88 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

81,88 %

18,50 ..

9,90 Mvar

81,88 %

11

6,58 MW

2,63 Mvar

35,26 %

0

2,13 MW

0,70 Mvar

0,00 MW

0,00 Mvar

18,50 ..

6,08 Mvar

33,16 %

-18,42..

-7,56 ..

33,16 %

DIg

SIL

EN

T



Fig.14

Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216 del Volumen IV – Anexo 06. Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.

TULUM138141,44 kV

1,02 p.u.

ATA138

133,14 kV

0,96 p.u.

SATIPO23

23,05 kV

1,01 p.u.

S A T IP O 2 2 0

218,38 kV

0,99 p.u. TULUMAYO220220,00 kV

1,00 p.u.

CHALHUA23

23,09 kV

1,01 p.u.

CHALHUA60

59,45 kV

0,99 p.u.

YAUPI13

14,14 kV

1,02 p.u.

OXA23B(1)

23,16 kV

1,01 p.u.

MAZA10

9,61 kV

0,96 p.u.

ATALA23

22,57 kV

0,99 p.u.

MAZA23

21,97 kV

0,96 p.u.

MAZA60

60,25 kV

1,00 p.u.

RUNA60

61,50 kV

1,02 p.u.

CHALH4

4,32 kV

1,04 p.u.

CHALH23

23,70 kV

1,03 p.u.

DELF13

12,94 kV

0,98 p.u.

DELF04

0,38 kV

0,99 p.u.

ZUNG33

32,05 kV

0,97 p.u.

COPOZ3331,79 kV

0,96 p.u.

DELF33

31,53 kV

0,96 p.u.

DPOZU33

31,72 kV

0,96 p.u.

ISCOZ33

31,88 kV

0,97 p.u.

PTOINCA33

32,03 kV

0,97 p.u.

YUYAP33

32,15 kV

0,97 p.u.

CONST33

32,32 kV

0,98 p.u.

PBERM10

10,10 kV

1,01 p.u.

PBERM33

33,23 kV

1,01 p.u.

PBERM60

57,62 kV

0,96 p.u.

SATIP10

10,11 kV

1,01 p.u.

SATIP23

23,22 kV

1,01 p.u.

PICHA13

12,83 kV

0,97 p.u.

PICHA23

22,17 kV

0,97 p.u.

VILLAR23

22,87 kV

1,00 p.u.

OXA10

10,19 kV

1,02 p.u.

SATIP60

60,05 kV

1,00 p.u.

PICHA60

57,18 kV

0,95 p.u.

VILLAR60

60,11 kV

1,00 p.u.

YAU P 138 B

136,87 kV

0,99 p.u.

Y A U 2 3

23,50 kV

1,02 p.u.

O X A 6 0

61,13 kV

1,02 p.u.

O X A 2 3

23,18 kV

1,01 p.u.

O X A 1 3 8

136,03 kV

0,99 p.u.

TULUMAYO-ATALAYA

24,59 ..

0,79 Mvar

32,97 %

-23,80..

-10,08..

32,97 %

TULUMAYO

24,59 ..

2,82 Mvar

82,52 %

-24,59..

-0,79 ..

82,52 %

-3

AT

AL

AY

A

23,80 ..

10,08 ..

89,30 %

-23,80..

-7,82 ..

89,30 %

-5

6,91 MW

2,27 Mvar

SATIPO

28,25 ..

12,61 ..

62,33 %

-21,30..

-8,71 ..

62,33 %

-6,91 MW

-2,27 ..

62,33 %

-3

PICHANAKI 1

8,86 MW

3,35 Mvar

64,04 %

-5,15 MW

-1,69 ..

64,04 %

-3,70 MW

-1,22 ..

64,04 %

0

SEIN TULUMAY O

52,95 ..

5,42 Mvar

0,99

28,36 ..

2,60 Mvar

20,45 %

-28,25..

-12,61..

20,45 %

7,19 MW

2,64 Mvar

13,62 %

-7,15 MW

-2,70 ..

13,62 %

CH

AL

HU

AM

AY

O

7,15 MW

2,70 Mvar

51,43 %

-7,15 MW

-2,35 ..

51,43 %

-3

SEIN-YAUPI

14,39 ..

5,15 Mvar

0,94

OXAP_T3(1)

9,31 MW

3,05 Mvar

38,00 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

38,00 %

-9,30 MW

-2,69 ..

38,00 %

0

0,16 MW

0,05 Mvar

0,16 MW

0,05 Mvar

0,21 MW

0,07 Mvar

0,09 MW

0,03 Mvar

0,14 MW

0,05 Mvar

4,43 MW

1,46 Mvar

23,80 ..

7,82 Mvar

tr3 m aza_T1

4,44 MW

1,76 Mvar

70,25 %

-4,43 MW

-1,46 ..

70,25 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

70,25 %

-1

4,49 MW

1,04 Mvar

8,40 %

-4,44 MW

-1,76 ..

8,40 %

G~

Runatullo_23

6,84 MW

1,81 Mvar

14,74 %

7,15 MW

2,35 Mvar

G~

Chalh_G2

1,00 MW

0,00 Mvar

61,35 %

G~

Chalh_G1

1,00 MW

0,00 Mvar

61,35 %

tr2

ch

alh

_T

1

-1,99 MW

0,06 Mvar

48,19 %

2,00 MW

-0,00 ..

48,19 %

-1,94 MW

0,07 Mvar

24,82 %

1,99 MW

-0,06 ..

24,82 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

4,57 MW

1,50 Mvar

0,05 MW

0,02 Mvar

0,62 MW

0,20 Mvar

0,16 MW

0,05 Mvar

tr2

de

lfin

_T

2

-0,62 MW

-0,20 ..

67,00 %

0,62 MW

0,23 Mvar

67,00 %

0

0,16 MW

0,03 Mvar

1,56 %

-0,16 MW

-0,05 ..

1,56 %

0,30 MW

-0,03 ..

2,85 %

-0,30 MW

-0,07 ..

2,85 %

0,51 MW

-0,05 ..

4,73 %

-0,51 MW

-0,04 ..

4,73 %

0,05 MW

-0,24 ..

2,30 %

-0,05 MW

-0,02 ..

2,30 %

0,63 MW

0,19 Mvar

4,14 %

-0,63 MW

-0,25 ..

4,14 %

0,85 MW

-0,06 ..

5,12 %

-0,84 MW

-0,00 ..

5,12 %

1,02 MW

-0,15 ..

6,15 %

-1,01 MW

0,01 Mvar

6,15 %

1,68 MW

-0,36 ..

9,97 %

-1,63 MW

0,18 Mvar

9,97 %

tr2

de

lfin

_T

1

0,63 MW

0,25 Mvar

39,42 %

-0,62 MW

-0,23 ..

39,42 %

0

6,47 MW

1,23 Mvar

19,06 %

-6,28 MW

-1,55 ..

19,06 %

tr3 pberm _T1

6,28 MW

1,55 Mvar

72,33 %

-0,00 MW

-0,00 ..

72,33 %

-6,25 MW

-1,14 ..

72,33 %

-2

3,64 MW

1,20 Mvar

6,91 MW

2,27 Mvar

3,70 MW

1,22 Mvar

5,15 MW

1,69 Mvar

tr3 satipo_T1

4,98 MW

2,59 Mvar

49,30 %

-4,97 MW

-2,35 ..

49,30 %

-0,00 MW

-0,00 ..

49,30 %

0

tr3 pichanaki_T1

-6

tr2

vil

laric

a

3,66 MW

1,39 Mvar

78,12 %

-3,64 MW

-1,20 ..

78,12 %

-1

tr2

ox

ap

_T

2

0,01 MW

0,02 Mvar

0,33 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

0,33 %

2

-8,86 MW

-3,35 ..

28,12 %

9,13 MW

3,48 Mvar

28,12 %

10,22 ..

2,66 Mvar

18,44 %

-10,13..

-2,62 ..

18,44 %

-14,39..

-3,12 ..

59,64 %

-0,00 MW

-0,00 ..

59,64 %

14,39 ..

5,15 Mvar

59,64 %

5

5,04 MW

1,62 Mvar

42,63 %

0

4,10 MW

1,35 Mvar

0,00 MW

0,00 Mvar

14,39 ..

3,12 Mvar

25,50 %

-14,34..

-4,67 ..

25,50 %

DIg

SIL

EN

T


Yaupi-Oxampampa 60,0 19,472 18,649 9,341 9,849 10,422 11,007 11,665 12,362 13,115 13,884 14,723

Oxapampa-Villa Rica 56,6 17,290 16,350 6,906 7,265 7,666 8,054 8,495 8,971 9,473 9,993 10,558

Villa Rica-Puerto Bermudez 40,6 4,338 4,487 4,658 4,845 5,059 5,261 5,494 5,743 6,008 6,283 6,587

Villa Rica-Pichanaki 56,6 10,774 9,604 - - - - - - - - -

Pichanaki-Satipo 40,6 5,481 4,100 5,588 5,964 6,383 6,821 7,296 7,794 8,315 8,880 9,470

Satipo-Chalhuamayo 7,7 1,941 1,945 1,945 1,945 1,944 1,945 1,945 1,945 1,945 1,944 1,944

Tulumayo-Satipo 152,4 - - 16,984 17,992 19,141 20,395 21,771 23,258 24,859 26,606 28,484

Satipo-Chalhuamayo 56,6 - - 4,708 5,001 5,316 5,649 6,009 6,392 6,786 7,215 7,657

SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)



No se presenta sobrecargas en líneas de transmisión. De igual manera para los transformadores, se muestran tablas la potencia activa y el nivel de carga.


Yaupi-Oxampampa 60,0 79,094 70,771 18,028 20,256 22,937 25,759 29,212 33,194 37,767 41,926 46,779






Tulumayo-Satipo 152,4 - - 62,383 65,470 69,153 73,356 78,306 83,963 90,420 97,919 106,495


SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)


Yaupi-Oxampampa 60,0 33,156 31,351 15,794 16,760 17,850 18,914 20,145 21,483 22,914 24,143 25,502






Tulumayo-Satipo 152,4 - - 11,400 12,238 13,158 14,122 15,184 16,303 17,487 18,762 20,115


SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Yaupi 25,0 19,472 18,649 9,341 9,849 10,422 11,007 11,665 12,362 13,115 13,884 14,723

Oxapampa 1 20,0 7,085 6,778 3,335 3,526 3,740 3,950 4,189 4,443 4,713 4,989 5,290

Oxpampa 2 25,0 12,825 12,290 6,166 6,520 6,917 7,307 7,751 8,221 8,722 9,234 9,791

Puerto Bermudez 9,0 4,302 4,448 4,620 4,806 5,016 5,220 5,440 5,677 5,922 6,182 6,467

Pichanaki 1 9,0 4,987 5,348 - - - - - - - - -

Satipo 1 11,0 5,486 4,207 4,772 4,955 4,800 5,061 5,661 5,915 6,189 6,479 6,793

Pichanaki 2 15,0 - - 5,588 5,964 6,383 6,821 7,296 7,794 8,315 8,880 9,470

Oxapampa 3 7,0 0,025 0,025 0,024 0,023 0,023 0,025 0,025 0,024 0,024 0,024 0,024

Villa Rica 5,0 2,019 2,158 2,309 2,470 2,643 2,826 3,021 3,227 3,445 3,674 3,914

Satipo 2 15,0 - - 3,855 4,143 4,469 4,830 5,192 5,592 6,022 6,475 6,965

Chalhuamayo 15,0 - - 4,740 5,029 5,340 5,671 6,025 6,402 6,790 7,211 7,644

Satipo 220kV 50,0 - - 17,773 19,071 20,495 21,983 23,622 25,347 27,168 29,126 31,199

SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Yaupi 25,0 81,882 77,511 36,615 38,728 41,133 43,561 46,343 49,347 52,607 55,944 59,640

Oxapampa 1 20,0 35,257 31,975 25,202 26,977 28,996 30,480 32,814 35,221 37,870 40,133 42,634

Oxpampa 2 25,0 49,026 46,386 24,001 25,469 27,126 28,183 30,020 32,012 34,146 35,979 38,004

Puerto Bermudez 9,0 47,433 48,089 50,096 52,501 55,266 56,640 59,525 62,803 66,210 69,080 72,334

Pichanaki 1 9,0 102,940 107,395 - - - - - - - - -

Satipo 1 11,0 52,954 39,079 41,546 43,205 42,548 44,482 49,116 51,433 53,942 56,616 59,529

Pichanaki 2 15,0 - - 36,607 39,215 42,148 44,729 48,076 51,622 55,380 59,517 63,896

Oxapampa 3 7,0 0,331 0,336 0,319 0,318 0,316 0,332 0,330 0,328 0,326 0,327 0,328

Villa Rica 5,0 40,520 42,487 45,512 48,951 52,690 55,441 59,632 64,209 69,081 73,453 78,124

Satipo 2 15,0 - - 25,522 27,451 29,907 32,038 34,185 36,888 39,816 42,928 46,305

Chalhuamayo 15,0 - - 31,489 33,475 35,620 37,510 39,957 42,570 45,283 48,247 51,322

Satipo 220kV 50,0 - - 34,752 37,307 40,112 43,049 46,286 49,699 53,308 57,195 61,319

SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



No se presenta sobrecarga en transformadores de potencia. Los resultados validan el adecuado comportamiento eléctrico con el equipamiento propuesto para el sistema eléctrico Tarma Chanchamayo.

9.6. SISTEMA ELÉCTRICO PASCO

El nuevo equipamiento propuesto para el sistema eléctrico Pasco se muestra en la siguiente tabla:

AÑO AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Junin - 50/13,2 KV - 15 MVA

2020 El transformador de 3,75 MVA de la SE Junin entra en reserva

2020 Nuevo transformador en la SE Pasco - 50/22.9 KV - 30 MVA

Pasco


La Fig.15 muestra el sistema eléctrico Pasco para el año base 2016 y la Fig.16 muestra el sistema Pasco para el año 2026 el equipamiento propuesto.



Fig.15

OSINERGMIN

GART

PowerFactory 14.1.3

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

DIAGRAMA DE FLUJOS DE POTENCIA

Estiaje - Máxima Demanda - 2017

Project: AREA 5

Graphic: S. Pasco2

Date: 5/19/2015

Annex: F-216

Load Flow Balanced

Nodes

Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

Voltage, Magnitude [p.u.]

Branches

Active Power [MW]

Reactive Power [Mvar]

Loading [%]

MARCA1010,27 kV

1,03 p.u.

OXI138

131,86 kV

0,96 p.u.

MANAN138

130,68 kV

0,95 p.u.

OROYANUEVA220220,00 kV

1,00 p.u.

CARHUAMAYO220

220,00 kV

1,00 p.u.

PARAGSHA2-220220,00 kV

1,00 p.u.

PASCO22.9B

23,39 kV

1,02 p.u. HUARON23

22,45 kV

0,98 p.u.

SHELB109,96 kV

1,00 p.u.

PACHYO1312,71 kV

0,96 p.u.

JUNIN13

13,33 kV

1,01 p.u.

AMARC2

2,41 kV

1,00 p.u.

AMARC10

10,06 kV

1,01 p.u.

AMARC50

50,66 kV

1,01 p.u.

SMEL109,44 kV

0,94 p.u.

SMEL2

2,29 kV

0,95 p.u.

G O Y L L A R 1 313,56 kV

1,03 p.u.

U C H U 138

131,04 kV

0,95 p.u.

CH U M 1211,74 kV

0,98 p.u.CH U M2 2,32 kV

0,97 p.u.

CH UMP69

65,10 kV

0,94 p.u.

PACH YO 69

67,61 kV

0,98 p.u.

PAR AG 138

132,77 kV

0,96 p.u.

M IL P O 1 313,46 kV

1,02 p.u.

PAR AG 12

12,52 kV

1,04 p.u.

ATAC04

4,30 kV

1,03 p.u.

C H APR 2

2,40 kV

1,00 p.u.

H U IC R A 22,66 kV

1,11 p.u.

HUICRA50

50,04 kV

1,00 p.u.

C A S F 22,51 kV

1,04 p.u.

O R O Y2 .3

2,30 kV

1,00 p.u.

O R O Y50

50,29 kV

1,01 p.u.

P A S C O 22.9

23,39 kV

1,02 p.u.

GO YLLA R

49,63 kV

0,99 p.u.

P L O X I4

4,16 kV

1,00 p.u.

TO R R E8

10,01 kV

1,00 p.u.

P Z IN C 1 1

11,33 kV

1,03 p.u.

A T A C 5 0

49,83 kV

1,00 p.u.

C H APR 50

49,71 kV

0,99 p.u.

MA

LP

2

6,76 kV

0,98 p.u.

MA

LP

4

6,76 kV

0,98 p.u.

MA

LP

1

6,76 kV

0,98 p.u.

MAR CO50

49,85 kV

1,00 p.u.

PAS C O 1110,65 kV

0,97 p.u.

PAS C O 50

50,09 kV

1,00 p.u.

C O TR E50

50,24 kV

1,00 p.u.

MA

LP

3

6,76 kV

0,98 p.u.

M IL P O 5 0

50,13 kV

1,00 p.u.

C A S A F 50

50,23 kV

1,00 p.u.

P L O X I5 0

50,23 kV

1,00 p.u.

SJUA11

11,07 kV

1,01 p.u.S J U A 2 .4

2,41 kV

1,00 p.u.

LA FU N D

47,60 kV

0,95 p.u.

P A R A G II

133,14 kV

0,96 p.u.

SJUA50

49,20 kV

0,98 p.u.

PARAG5050,39 kV

1,01 p.u.

MA YU P

50,72 kV

1,01 p.u.

O N U 69

69,17 kV

1,00 p.u.

O N U 10A

12,19 kV

1,11 p.u.

O N U 10B

12,19 kV

1,11 p.u.

O N U 138

129,80 kV

0,94 p.u.

O N U 50

50,68 kV

1,01 p.u.

JUNIN

50,75 kV

1,02 p.u.

C P IE D 1 213,02 kV

1,09 p.u.E X C 2 .42,46 kV

1,02 p.u.E X P D 2 .42,49 kV

1,04 p.u.

E X C E L 50

50,19 kV

1,00 p.u.

SH E LB Y

47,85 kV

0,96 p.u.

HUARON

49,79 kV

1,00 p.u.

M A LP A 50

51,14 kV

1,02 p.u.

A LA M B

50,23 kV

1,00 p.u.

F U N D IC

50,36 kV

1,01 p.u.

C H IC R 0 4

0,50 kV

1,03 p.u.

MARCO 4

4,30 kV

1,03 p.u.

U C H U 24,07 kV

0,98 p.u. U C H U 3333,66 kV

1,02 p.u.

C M A Y O 1 3 8

130,26 kV

0,94 p.u.

CARH UA50

50,75 kV

1,02 p.u.

CARH UA13

13,24 kV

1,00 p.u.

CARH UA23

23,06 kV

1,01 p.u.

CAR HU A138

130,20 kV

0,94 p.u.

8,00 MW

2,63 Mvar

2,00 MW

0,66 Mvar

Ma

rca

va

lle

2,00 MW

0,72 Mvar

23,53 %

-2,00 MW

-0,66 ..

23,53 %

-1

1,92 MW

0,63 Mvar

7,40 MW

-20,47..

19,49 %

-7,32 MW

19,54 ..

19,49 %

11,26 ..

-20,10..

20,81 %

-11,17..

19,23 ..

20,81 %

27,20 ..

-15,51..

28,39 %

-27,02..

14,92 ..

28,39 %

3,77 MW

1,24 Mvar

15,76 ..

5,18 Mvar

19,45 ..

6,39 Mvar

SEIN OROYANUEVA

5,96 MW

5,27 Mvar

0,75

SEIN CARHUAMAY O

21,59 ..

-0,22 ..

1,00

SEIN PARAGSHA

111,95..

63,12 ..

0,87

7,34 MW

1,86 Mvar

75,59 %

-7,34 MW

-1,48 ..

75,59 %

-3

8,23 MW

2,58 Mvar

20,08 %

lod

az

ulc

69

0,8

7 M

W

0,2

9 M

va

r

-0,70 MW

-0,24 ..

2,79 %

lod

vin

ch

o5

0

1,1

9 M

W

0,3

9 M

va

r

1,10 MW

0,36 Mvar

3,00 MW

0,99 Mvar

tr2

hu

aro

n_

T1

3,01 MW

1,13 Mvar

64,64 %

-3,00 MW

-0,99 ..

64,64 %

0

0,35 MW

0,12 Mvar

tr2

sh

elb

_T

1

0,35 MW

0,13 Mvar

63,04 %

-0,35 MW

-0,12 ..

63,04 %

0

0,62 MW

0,20 Mvar

tr2

pa

ch

yo

_T

1

0,63 MW

0,23 Mvar

68,04 %

-0,62 MW

-0,20 ..

68,04 %

0

0,82 MW

0,27 Mvar

tr2

ju

nin

_T

1

-0,82 MW

-0,27 ..

23,04 %

0,83 MW

0,29 Mvar

23,04 %

0

2,97 MW

0,98 Mvar

2,97 MW

1,04 Mvar

10,56 %

-2,97 MW

-1,05 ..

10,56 %

tr3 amarc_T1

2,97 MW

1,05 Mvar

34,54 %

-2,97 MW

-0,98 ..

34,54 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

34,54 %

0

0,30 MW

0,10 Mvar

tr2

sm

el_

T3

0,31 MW

0,10 Mvar

28,34 %

-0,30 MW

-0,10 ..

28,34 %

tr2

sm

el_

T2

0,16 MW

0,06 Mvar

59,16 %

-0,15 MW

-0,05 ..

59,16 %

-2

tr2

sm

el_

T1

0,16 MW

0,06 Mvar

59,16 %

-0,15 MW

-0,05 ..

59,16 %

-2

0,69 MW

0,23 Mvar

tr2

go

yll

ar_

T1

0,70 MW

0,24 Mvar

23,89 %

-0,69 MW

-0,23 ..

23,89 %

0

1,53 MW

0,59 Mvar

5,44 %

-1,48 MW

-0,49 ..

5,44 %

-1

1,12 MW

0,41 Mvar

56,30 %

-1,11 MW

-0,36 ..

56,30 %

1

1,12 MW

0,41 Mvar

56,30 %

-1,11 MW

-0,36 ..

56,30 %

1

-1,62 MW

1,21 Mvar

54,18 %

1,63 MW

-1,12 ..

54,18 %

-1

-7,19 MW

-2,79 ..

18,33 %

-8,85 MW

-2,81 ..

21,25 %

8,97 MW

2,54 Mvar

21,25 %

G~

Malpa G3

8,70 MW

-0,66 ..

51,32 %

-57,44..

-35,58..

60,08 %

57,52 ..

35,70 ..

60,08 %

12,29 ..

-9,28 ..

35,54 %

1,53 MW

0,59 Mvar

5,44 %

-1,48 MW

-0,49 ..

5,44 %

-1

0,01 MW

0,02 Mvar

1,16 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

1,16 %

-4

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

G~

Malpa G1

9,00 MW

-0,71 ..

53,11 %

0,20 MW

0,13 Mvar

3,02 %

-0,18 MW

-0,11 ..

3,02 %

0

3,50 MW

1,98 Mvar

80,09 %

-3,47 MW

-1,74 ..

80,09 %

-1

25,37 ..

14,30 ..

72,45 %

-25,18..

-12,60..

72,45 %

-1

1,53 MW

0,59 Mvar

5,44 %

-1,48 MW

-0,49 ..

5,44 %

-1

0,20 MW

0,13 Mvar

3,02 %

-0,18 MW

-0,11 ..

3,02 %

0

0,20 MW

0,13 Mvar

3,02 %

-0,18 MW

-0,11 ..

3,02 %

0

12,16 ..

20,27 ..

52,64 %

-12,15..

-20,23..

52,64 %

0,55 MW

0,32 Mvar

-8,42 MW

5,00 Mvar

89,30 %

8,50 MW

-4,05 ..

89,30 %

2

6,60 MW

-3,13 ..

28,34 %

-6,35 MW

3,22 Mvar

28,34 %

9,96 MW

-0,96 ..

24,73 %

-9,84 MW

1,14 Mvar

24,73 %

3,47 MW

1,74 Mvar

-13,22..

5,93 Mvar

32,33 %

13,23 ..

-5,89 ..

32,33 %

0,00 MW

-0,00 ..

1,90 MW

0,46 Mvar

7,40 %

8,49 MW

2,79 Mvar

0,00 MW

-0,00 ..

0

8,00 MW

2,63 Mvar

1,06 MW

0,35 Mvar

0,79 MW

0,26 Mvar

1,09 MW

0,41 Mvar

7,50 %

-1,06 MW

-0,35 ..

7,50 %

1

29,67 ..

2,26 Mvar

29,98 %

-29,31..

-4,11 ..

29,98 %

17,39 ..

-3,40 ..

39,49 %

-17,34..

3,52 Mvar

39,49 %

16,74 ..

-3,91 ..

38,37 %

-16,74..

3,92 Mvar

38,37 %

-4,15 MW

-1,36 ..

52,08 %

4,16 MW

1,60 Mvar

52,08 %

1

-2,98 MW

-0,98 ..

89,29 %

3,03 MW

1,19 Mvar

89,29 %

-1

1,91 MW

0,46 Mvar

7,34 %

-1,91 MW

-0,48 ..

7,34 %

G~

Chapr G1

1,50 MW

-0,48 ..

69,93 %

2,22 MW

0,73 Mvar

1,34 MW

0,44 Mvar

1,58 MW

0,30 Mvar

G~

Marcop G1

-8,96 MW

-1,60 ..

22,87 %

9,07 MW

1,73 Mvar

22,87 %

G~

Oroy G3

2,90 MW

-1,38 ..

85,65 %

4,44 MW

1,46 Mvar

G~

Oroy G1

2,90 MW

-1,38 ..

85,65 %

G~

Chapr G3

1,50 MW

-0,48 ..

69,93 %

G~

Chapr G2

1,50 MW

-0,48 ..

69,93 %

26,94 ..

0,00 Mvar

-9,13 MW

1,21 Mvar

56,01 %

9,30 MW

-0,77 ..

56,01 %

1

-8,54 MW

1,04 Mvar

52,37 %

8,70 MW

-0,66 ..

52,37 %

1

-8,84 MW

1,13 Mvar

54,19 %

9,00 MW

-0,71 ..

54,19 %

1

0,41 MW

0,13 Mvar

25,18 ..

12,60 ..

0,23 MW

0,08 Mvar

2,98 MW

0,98 Mvar

4,15 MW

1,36 Mvar

-1,53 MW

0,81 Mvar

52,64 %

1,53 MW

-0,74 ..

52,64 %

-1

0,00 MW

0,00 Mvar

14,49 ..

5,35 Mvar

57,48 %

-14,47..

-5,31 ..

57,48 %

23,14 ..

8,62 Mvar

91,57 %

-23,10..

-8,49 ..

91,57 %

-8,84 MW

1,13 Mvar

54,19 %

9,00 MW

-0,71 ..

54,19 %

1

2,24 MW

0,80 Mvar

5,36 %

-2,24 MW

-0,81 ..

5,36 %

-3,13 MW

1,93 Mvar

8,43 %

3,15 MW

-2,02 ..

8,43 %

-0,69 MW

-3,08 ..

7,09 %

0,70 MW

2,96 Mvar

7,09 %

-8,60 MW

-3,13 ..

20,47 %

8,60 MW

3,13 Mvar

18,26 %

-8,49 MW

-2,79 ..

18,26 %

-1

0,80 MW

0,30 Mvar

29,03 %

-0,79 MW

-0,26 ..

29,03 %

-1

15,96 ..

5,25 Mvar

15,44 ..

5,07 Mvar

-15,76..

-5,19 ..

69,15 %-1,36 MW

2,81 Mvar

13,10 %

1,37 MW

-2,85 ..

13,10 %

-14,48..

-8,12 ..

68,67 %

14,77 ..

8,46 Mvar

68,67 %

-92,15..

-48,21..

90,43 %

92,50 ..

56,73 ..

90,43 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

90,43 %

0

-1,89 MW

-0,71 ..

7,68 %

0,09 MW

0,03 Mvar

0,01 MW

0,00 Mvar

1,70 MW

0,56 Mvar

-17,35..

-13,40..

48,97 %

17,39 ..

13,48 ..

48,97 %

28,72 ..

17,79 ..

69,39 %

-20,62..

-12,53..

69,39 %

-8,00 MW

-2,63 ..

69,39 %

2

1

-16,67..

-9,15 ..

76,58 %

16,90 ..

9,43 Mvar

76,58 %

12,56 ..

4,13 Mvar

5,22 MW

2,99 Mvar

85,74 %

-5,22 MW

-2,65 ..

85,74 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

85,74 %

-3

9,61 MW

-1,21 ..

21,42 %

-9,60 MW

1,23 Mvar

21,42 %

-8,97 MW

-2,54 ..

78,19 %

8,99 MW

2,82 Mvar

78,19 %

-2

7,93 MW

7,16 Mvar

32,88 %

-7,87 MW

-6,82 ..

32,88 %

-0,00 MW

-0,00 ..

32,88 %

-1

7,93 MW

7,16 Mvar

32,88 %

-7,87 MW

-6,82 ..

32,88 %

-0,00 MW

-0,00 ..

32,88 %

-1

28,72 ..

17,79 ..

69,39 %

-20,62..

-12,53..

69,39 %

-8,00 MW

-2,63 ..

69,39 %

2

1

3,47 MW

1,14 Mvar

2,20 MW

0,72 Mvar

G~

Malpa G4

9,00 MW

-0,71 ..

53,11 %

-5,87 MW

-4,49 ..

7,96 %

5,96 MW

5,27 Mvar

7,96 %

-0,00 MW

-0,00 ..

7,96 %

-3

G~

Malpa G2

9,30 MW

-0,77 ..

54,89 %

G~

Oroy G2

2,70 MW

-1,29 ..

79,74 %

-1,70 MW

-0,56 ..

17,31 %

1,71 MW

0,63 Mvar

17,31 %

2

-0,09 MW

-0,03 ..

3,09 %

0,09 MW

0,04 Mvar

3,09 %

2

-0,01 MW

-0,00 ..

0,80 %

0,02 MW

0,02 Mvar

0,80 %

-1

-1,37 MW

3,27 Mvar

14,61 %

1,40 MW

-3,39 ..

14,61 %

3,43 MW

1,13 Mvar

6,25 MW

-3,28 ..

27,37 %

-5,84 MW

3,38 Mvar

27,37 %

-15,87..

-14,31..

19,44 %

15,95 ..

13,39 ..

19,44 %

-0,00 MW

-9,86 ..

1

2,43 MW

0,73 Mvar

8,40 %

-2,41 MW

-0,86 ..

8,40 %

-8,73 MW

-11,47..

28,74 %

8,76 MW

11,54 ..

28,74 %

-8,04 MW

-10,57..

26,48 %

8,07 MW

10,63 ..

26,48 %

27,11 ..

3,39 Mvar

153,40 %

-0,00 MW

-0,00 ..

153,40 %

-26,94..

0,00 Mvar

153,40 %

4

1,58 MW

0,34 Mvar

78,02 %

-0,00 MW

-0,00 ..

78,02 %

-1,58 MW

-0,30 ..

78,02 %

0

21,55 ..

-0,80 ..

22,87 %

-21,54..

0,65 Mvar

22,87 %

21,59 ..

-0,22 ..

14,40 %

-21,55..

0,80 Mvar

14,40 %

-0,00 MW

-0,00 ..

14,40 %

-4

26,39 ..

-4,22 ..

24,04 %

-26,05..

2,19 Mvar

24,04 %

-5,37 MW

3,52 Mvar

25,57 %

5,52 MW

-3,51 ..

25,57 %

1,89 MW

0,68 Mvar

55,10 %

-0,84 MW

-0,28 ..

55,10 %

-1,05 MW

-0,35 ..

55,10 %

0

1,05 MW

0,35 Mvar

0,84 MW

0,28 Mvar

18,47 ..

12,03 ..

70,54 %

-18,37..

-10,64..

70,54 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

70,54 %

1

18,54 ..

3,72 Mvar

55,41 %

-17,69..

-2,53 ..

55,41 %

-8,94 MW

0,77 Mvar

26,81 %

9,15 MW

-0,67 ..

26,81 %

DIg

SIL

EN

T



Fig.16 Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216 del Volumen IV – Anexo 07. Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.

OSINERGMIN

GART

PowerFactory 14.1.3

PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

DIAGRAMA DE FLUJOS DE POTENCIA

Estiaje - Máxima Demanda - 2017

Project: AREA 5

Graphic: S. Pasco2

Date: 5/19/2015

Annex: F-216

Load Flow Balanced

Nodes

Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

Voltage, Magnitude [p.u.]

Branches

Active Power [MW]

Reactive Power [Mvar]

Loading [%]

MARCA1010,14 kV

1,01 p.u.

OXI138

132,73 kV

0,96 p.u.

MANAN138

131,21 kV

0,95 p.u.

OROYANUEVA220220,00 kV

1,00 p.u.

CARHUAMAYO220

220,00 kV

1,00 p.u.


1,00 p.u.

PASCO22.9B

23,03 kV

1,01 p.u. HUARON23

22,44 kV

0,98 p.u.

SHELB109,95 kV

1,00 p.u.

PACHYO1312,69 kV

0,96 p.u.

JUNIN13

12,94 kV

0,98 p.u.

AMARC2

2,41 kV

1,00 p.u.

AMARC10

10,05 kV

1,01 p.u.

AMARC50

50,63 kV

1,01 p.u.

SMEL109,44 kV

0,94 p.u.

SMEL2

2,29 kV

0,95 p.u.

G O Y L L A R 1 313,38 kV

1,01 p.u.

U C H U 138

130,69 kV

0,95 p.u.

CH U M 1211,70 kV

0,97 p.u.CH U M2 2,31 kV

0,96 p.u.

CH UMP69

64,91 kV

0,94 p.u.

PACH YO 69

67,49 kV

0,98 p.u.

PAR AG 138

133,90 kV

0,97 p.u.

M IL P O 1 313,46 kV

1,02 p.u.

PAR AG 12

12,55 kV

1,05 p.u.

ATAC04

4,30 kV

1,03 p.u.

C H APR 2

2,40 kV

1,00 p.u.

H U IC R A 22,65 kV

1,11 p.u.

HUICRA50

49,93 kV

1,00 p.u.

C A S F 22,51 kV

1,04 p.u.

O R O Y2 .3

2,30 kV

1,00 p.u.

O R O Y50

50,26 kV

1,01 p.u.

P A S C O 22.9

23,03 kV

1,01 p.u.

GO YLLA R

49,31 kV

0,99 p.u.

P L O X I4

4,15 kV

1,00 p.u.

TO R R E8

10,00 kV

1,00 p.u.

P Z IN C 1 1

11,33 kV

1,03 p.u.

A T A C 5 0

49,88 kV

1,00 p.u.

C H APR 50

49,72 kV

0,99 p.u.

MA

LP

2

6,76 kV

0,98 p.u.

MA

LP

4

6,76 kV

0,98 p.u.

MA

LP

1

6,76 kV

0,98 p.u.

MAR CO50

49,90 kV

1,00 p.u.

PAS C O 110,00 kV

0,00 p.u.

PAS C O 50

50,01 kV

1,00 p.u.

C O TR E50

50,21 kV

1,00 p.u.

MA

LP

3

6,76 kV

0,98 p.u.

M IL P O 5 0

50,14 kV

1,00 p.u.

C A S A F 50

50,20 kV

1,00 p.u.

P L O X I5 0

50,20 kV

1,00 p.u.

SJUA11

11,08 kV

1,01 p.u.S J U A 2 .4

2,41 kV

1,00 p.u.

LA FU N D

47,62 kV

0,95 p.u.

P A R A G II

134,35 kV

0,97 p.u.

SJUA50

49,26 kV

0,99 p.u.

PARAG5050,49 kV

1,01 p.u.

MA YU P

50,68 kV

1,01 p.u.

O N U 69

69,10 kV

1,00 p.u.

O N U 10A

12,18 kV

1,11 p.u.

O N U 10B

12,18 kV

1,11 p.u.

O N U 138

129,77 kV

0,94 p.u.

O N U 50

50,65 kV

1,01 p.u.

JUNIN

49,63 kV

0,99 p.u.

C P IE D 1 213,05 kV

1,09 p.u.E X C 2 .42,46 kV

1,03 p.u.E X P D 2 .42,50 kV

1,04 p.u.

E X C E L 50

50,28 kV

1,01 p.u.

SH E LB Y

47,83 kV

0,96 p.u.

HUARON

49,76 kV

1,00 p.u.

M A LP A 50

51,04 kV

1,02 p.u.

A LA M B

49,84 kV

1,00 p.u.

F U N D IC

50,33 kV

1,01 p.u.

C H IC R 0 4

0,50 kV

1,03 p.u.

MARCO 4

4,31 kV

1,04 p.u.

U C H U 24,08 kV

0,98 p.u. U C H U 3333,73 kV

1,02 p.u.

C M A Y O 1 3 8

130,42 kV

0,95 p.u.

CARH UA50

50,60 kV

1,01 p.u.

CARH UA13

13,06 kV

0,99 p.u.

CARH UA23

22,82 kV

1,00 p.u.

CAR HU A138

130,38 kV

0,94 p.u.

JU

NIN

.

6,54 MW

2,46 Mvar

46,94 %

-6,54 MW

-2,15 ..

46,94 %

0

17,78 ..

6,67 Mvar

63,28 %

-17,78..

-5,84 ..

63,28 %

-2

8,00 MW

2,63 Mvar

3,85 MW

1,27 Mvar

Ma

rca

va

lle

3,85 MW

1,42 Mvar

45,76 %

-3,85 MW

-1,27 ..

45,76 %

-1

1,92 MW

0,63 Mvar

1,08 MW

-23,22..

20,68 %

-0,99 MW

22,31 ..

20,68 %

4,94 MW

-22,86..

21,04 %

-4,85 MW

21,98 ..

21,04 %

20,84 ..

-18,40..

25,17 %

-20,70..

17,68 ..

25,17 %

3,77 MW

1,24 Mvar

15,76 ..

5,18 Mvar

19,45 ..

6,39 Mvar

SEIN OROYANUEVA

8,81 MW

5,73 Mvar

0,84

SEIN CARHUAMAY O

20,32 ..

-1,35 ..

1,00

SEIN PARAGSHA

98,69 ..

85,00 ..

0,76

5,93 MW

2,22 Mvar

63,28 %

-5,93 MW

-1,95 ..

63,28 %

-2

8,41 MW

2,68 Mvar

20,58 %

lod

az

ulc

69

0,8

7 M

W

0,2

9 M

va

r

-1,34 MW

-0,49 ..

5,41 %

lod

vin

ch

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0

1,1

9 M

W

0,3

9 M

va

r

1,10 MW

0,36 Mvar

3,00 MW

0,99 Mvar

tr2

hu

aro

n_

T1

3,01 MW

1,13 Mvar

64,67 %

-3,00 MW

-0,99 ..

64,67 %

0

0,35 MW

0,12 Mvar

tr2

sh

elb

_T

10,35 MW

0,13 Mvar

63,08 %

-0,35 MW

-0,12 ..

63,08 %

0

0,62 MW

0,20 Mvar

tr2

pa

ch

yo

_T

1

0,63 MW

0,23 Mvar

68,17 %

-0,62 MW

-0,20 ..

68,17 %

0

6,54 MW

2,15 Mvar

tr2

ju

nin

_T

1

0

2,97 MW

0,98 Mvar

2,97 MW

1,04 Mvar

10,56 %

-2,97 MW

-1,05 ..

10,56 %

tr3 amarc_T1

2,97 MW

1,05 Mvar

34,56 %

-2,97 MW

-0,98 ..

34,56 %

-0,00 MW

-0,00 ..

34,56 %

0

0,30 MW

0,10 Mvar

tr2

sm

el_

T3

0,31 MW

0,10 Mvar

28,33 %

-0,30 MW

-0,10 ..

28,33 %

tr2

sm

el_

T2

0,16 MW

0,06 Mvar

59,14 %

-0,15 MW

-0,05 ..

59,14 %

-2

tr2

sm

el_

T1

0,16 MW

0,06 Mvar

59,14 %

-0,15 MW

-0,05 ..

59,14 %

-2

1,33 MW

0,44 Mvar

tr2

go

yll

ar_

T1

1,34 MW

0,49 Mvar

46,36 %

-1,33 MW

-0,44 ..

46,36 %

0

1,53 MW

0,59 Mvar

5,44 %

-1,48 MW

-0,49 ..

5,44 %

-1

1,12 MW

0,40 Mvar

56,24 %

-1,11 MW

-0,36 ..

56,24 %

1

1,12 MW

0,40 Mvar

56,24 %

-1,11 MW

-0,36 ..

56,24 %

1

-0,96 MW

1,13 Mvar

39,91 %

0,98 MW

-1,08 ..

39,91 %

-1

-7,36 MW

-2,87 ..

18,83 %

-9,03 MW

-2,91 ..

21,75 %

9,16 MW

2,66 Mvar

21,75 %

G~

Malpa G3

8,70 MW

-0,31 ..

51,21 %

-71,99..

-42,96..

73,92 %

72,10 ..

43,20 ..

73,92 %

-21,97..

-7,15 ..

52,81 %

1,53 MW

0,59 Mvar

5,44 %

-1,48 MW

-0,49 ..

5,44 %

-1

0,01 MW

0,02 Mvar

1,15 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

1,15 %

-4

-0,00 MW

0,00 Mvar

0

G~

Malpa G1

9,00 MW

-0,36 ..

52,98 %

0,20 MW

0,13 Mvar

3,02 %

-0,18 MW

-0,11 ..

3,02 %

0

3,50 MW

1,98 Mvar

80,15 %

-3,47 MW

-1,74 ..

80,15 %

-1

25,37 ..

14,30 ..

72,49 %

-25,18..

-12,60..

72,49 %

-1

1,53 MW

0,59 Mvar

5,44 %

-1,48 MW

-0,49 ..

5,44 %

-1

0,20 MW

0,13 Mvar

3,02 %

-0,18 MW

-0,11 ..

3,02 %

0

0,20 MW

0,13 Mvar

3,02 %

-0,18 MW

-0,11 ..

3,02 %

0

13,24 ..

20,08 ..

53,60 %

-13,23..

-20,04..

53,60 %

0,55 MW

0,32 Mvar

-8,42 MW

4,92 Mvar

89,01 %

8,50 MW

-3,97 ..

89,01 %

2

9,02 MW

-1,90 ..

35,84 %

-8,61 MW

2,24 Mvar

35,84 %

8,65 MW

-0,89 ..

21,52 %

-8,56 MW

0,99 Mvar

21,52 %

3,47 MW

1,74 Mvar

-12,14..

5,73 Mvar

29,98 %

12,15 ..

-5,71 ..

29,98 %

0,00 MW

-0,00 ..

2,56 MW

0,71 Mvar

10,04 %

8,49 MW

2,79 Mvar

0,00 MW

-0,00 ..

0

8,00 MW

2,63 Mvar

1,06 MW

0,35 Mvar

0,79 MW

0,26 Mvar

1,09 MW

0,41 Mvar

7,49 %

-1,06 MW

-0,35 ..

7,49 %

1

29,74 ..

11,61 ..

32,71 %

-29,33..

-13,30..

32,71 %

16,30 ..

-3,23 ..

37,07 %

-16,26..

3,34 Mvar

37,07 %

15,66 ..

-3,73 ..

35,95 %

-15,66..

3,73 Mvar

35,95 %

-4,32 MW

-1,42 ..

54,42 %

4,34 MW

1,67 Mvar

54,42 %

1

-2,98 MW

-0,98 ..

89,57 %

3,03 MW

1,19 Mvar

89,57 %

-1

2,56 MW

0,71 Mvar

9,97 %

-2,56 MW

-0,73 ..

9,97 %

G~

Chapr G1

1,50 MW

-0,33 ..

68,29 %

2,22 MW

0,73 Mvar

2,58 MW

0,85 Mvar

1,58 MW

0,30 Mvar

G~

Marcop G1

-7,88 MW

-1,69 ..

20,25 %

7,96 MW

1,76 Mvar

20,25 %

G~

Oroy G3

2,90 MW

-1,36 ..

85,36 %

4,44 MW

1,46 Mvar

G~

Oroy G1

2,90 MW

-1,36 ..

85,36 %

G~

Chapr G3

1,50 MW

-0,33 ..

68,29 %

G~

Chapr G2

1,50 MW

-0,33 ..

68,29 %

26,94 ..

8,85 Mvar

-9,13 MW

0,86 Mvar

55,88 %

9,30 MW

-0,42 ..

55,88 %

1

-8,54 MW

0,69 Mvar

52,25 %

8,70 MW

-0,31 ..

52,25 %

1

-8,84 MW

0,77 Mvar

54,07 %

9,00 MW

-0,36 ..

54,07 %

1

0,41 MW

0,13 Mvar

25,18 ..

12,60 ..

0,23 MW

0,08 Mvar

2,98 MW

0,98 Mvar

4,32 MW

1,42 Mvar

-0,94 MW

0,80 Mvar

37,67 %

0,94 MW

-0,76 ..

37,67 %

-1

0,00 MW

-0,00 ..

26,32 ..

9,78 Mvar

104,49 %

-26,26..

-9,61 ..

104,49 %

35,04 ..

13,23 ..

138,59 %

-34,93..

-12,92..

138,59 %

-8,84 MW

0,77 Mvar

54,07 %

9,00 MW

-0,36 ..

54,07 %

1

2,24 MW

0,80 Mvar

5,35 %

-2,24 MW

-0,81 ..

5,35 %

-1,90 MW

1,83 Mvar

6,12 %

1,91 MW

-1,93 ..

6,12 %

-1,92 MW

-2,97 ..

7,95 %

1,94 MW

2,86 Mvar

7,95 %

-8,60 MW

-3,13 ..

20,47 %

8,60 MW

3,13 Mvar

18,26 %

-8,49 MW

-2,79 ..

18,26 %

-1

0,80 MW

0,30 Mvar

28,99 %

-0,79 MW

-0,26 ..

28,99 %

-1

15,96 ..

5,25 Mvar

15,44 ..

5,07 Mvar

-15,76..

-5,19 ..

69,12 %-0,71 MW

2,99 Mvar

12,91 %

0,72 MW

-3,03 ..

12,91 %

-15,13..

-8,30 ..

71,36 %

15,45 ..

8,67 Mvar

71,36 %

-78,89..

-69,98..

93,01 %

79,24 ..

78,61 ..

93,01 %

-0,00 MW

-0,00 ..

93,01 %

0

-1,89 MW

-0,71 ..

7,67 %

0,09 MW

0,03 Mvar

0,01 MW

0,00 Mvar

1,70 MW

0,56 Mvar

-18,71..

-13,84..

51,88 %

18,75 ..

13,93 ..

51,88 %

35,99 ..

21,48 ..

85,96 %

-27,86..

-15,01..

85,96 %

-8,00 MW

-2,63 ..

85,96 %

2

1

-17,34..

-9,37 ..

79,27 %

17,59 ..

9,67 Mvar

79,27 %

23,70 ..

7,79 Mvar

-6

8,33 MW

-1,06 ..

18,57 %

-8,32 MW

1,07 Mvar

18,57 %

-9,16 MW

-2,66 ..

80,05 %

9,17 MW

2,96 Mvar

80,05 %

-2

8,73 MW

7,27 Mvar

34,99 %

-8,66 MW

-6,90 ..

34,99 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

34,99 %

-1

8,73 MW

7,27 Mvar

34,99 %

-8,66 MW

-6,90 ..

34,99 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

34,99 %

-1

35,99 ..

21,48 ..

85,96 %

-27,86..

-15,01..

85,96 %

-8,00 MW

-2,63 ..

85,96 %

2

1

3,47 MW

1,14 Mvar

2,20 MW

0,72 Mvar

G~

Malpa G4

9,00 MW

-0,36 ..

52,98 %

-8,71 MW

-4,89 ..

10,50 %

8,81 MW

5,73 Mvar

10,50 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

10,50 %

-3

G~

Malpa G2

9,30 MW

-0,42 ..

54,76 %

G~

Oroy G2

2,70 MW

-1,26 ..

79,48 %

-1,70 MW

-0,56 ..

17,28 %

1,71 MW

0,64 Mvar

17,28 %

2

-0,09 MW

-0,03 ..

3,08 %

0,09 MW

0,04 Mvar

3,08 %

2

-0,01 MW

-0,00 ..

0,80 %

0,02 MW

0,02 Mvar

0,80 %

-1

-0,70 MW

3,48 Mvar

14,61 %

0,73 MW

-3,59 ..

14,61 %

3,43 MW

1,13 Mvar

6,25 MW

-3,20 ..

27,29 %

-5,85 MW

3,29 Mvar

27,29 %

-17,46..

-14,53..

20,67 %

17,56 ..

13,64 ..

20,67 %

-0,00 MW

-9,85 ..

1

4,31 MW

1,48 Mvar

15,02 %

-4,26 MW

-1,55 ..

15,02 %

-9,29 MW

-11,37..

29,29 %

9,32 MW

11,45 ..

29,29 %

-8,56 MW

-10,48..

26,99 %

8,58 MW

10,54 ..

26,99 %

27,13 ..

12,58 ..

161,14 %

-0,00 MW

-0,00 ..

161,14 %

-26,94..

-8,85 ..

161,14 %

0

1,58 MW

0,34 Mvar

77,94 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

77,94 %

-1,58 MW

-0,30 ..

77,94 %

0

20,28 ..

-1,88 ..

21,57 %

-20,27..

1,72 Mvar

21,57 %

20,32 ..

-1,35 ..

13,58 %

-20,28..

1,88 Mvar

13,58 %

-0,00 MW

-0,00 ..

13,58 %

-4

24,79 ..

-4,53 ..

22,67 %

-24,49..

2,37 Mvar

22,67 %

-1,97 MW

4,63 Mvar

20,53 %

2,07 MW

-4,70 ..

20,53 %

3,42 MW

1,33 Mvar

95,75 %

-1,62 MW

-0,53 ..

95,75 %

-1,80 MW

-0,59 ..

95,75 %

0

1,80 MW

0,59 Mvar

1,62 MW

0,53 Mvar

22,00 ..

13,67 ..

82,76 %

-21,88..

-11,78..

82,76 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

82,76 %

1

17,83 ..

3,43 Mvar

53,36 %

-17,03..

-2,35 ..

53,36 %

-8,28 MW

0,98 Mvar

24,93 %

8,45 MW

-0,91 ..

24,93 %

DIg

SIL

EN

T


Paragsha-Der.Milpo 26,8 24,694 26,203 27,213 28,265 29,159 30,448 31,719 33,059 34,371 35,864 37,449

Der.Milpo-Pasco 26,8 15,442 16,939 17,941 18,984 19,873 21,150 22,409 23,736 25,035 26,513 28,079

Der.Milpo-Milpo 44,6 9,155 9,154 9,155 9,155 9,155 9,156 9,156 9,155 9,155 9,155 9,155

Pasco-Huicra 26,8 1,962 2,016 2,070 2,124 2,190 2,254 2,331 2,408 2,485 2,573 2,662

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)



Se observa que a partir del 2018 se presenta sobrecarga en la línea Paragsha – Derv. Milpo 50 kV, cuya capacidad, de acuerdo a lo indicado en el archivo de simulación DIgSILENT del COES es de 26,8 MW. Entendemos que la repotenciación de esta línea debe ser realizada por ELECTROCENTRO y las mineras beneficiadas por esta línea. Las siguientes tablas muestran la potencia activa y el nivel de carga en los transformadores.

Luego del equipamiento propuesto e transformadores, no se presentan sobrecargas.

9.7. SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO

En el sistema eléctrico Huánuco se presentan problemas de sobrecarga de transformadores en el corto plazo. Se destaca la implementación de la subestación Nueva Huánuco, que forma parte de los proyectos aprobados en el Plan de Transmisión del COES. Esta nueva subestación se conecta a la subestación Huánuco existente y descarga las líneas de 138 kV presentes en la zona. Asimismo, la implementación del proyecto hidroeléctrico Karpa, con conexión a la subestación La Unión 60 kV, permitirá que se levante la restricción de 3 MW por la línea Huallanca – La Unión, permitiendo que la demanda proyectada para esta subestación, sea atendida sin problemas.



Der.Milpo-Pasco 26,8 17,313 20,928 23,373 26,228 28,745 32,037 36,054 40,557 45,205 50,851 57,227

Der.Milpo-Milpo 44,6 9,664 9,708 9,665 9,687 9,688 9,535 9,558 9,584 9,602 9,631 9,662

Pasco-Huicra 26,8 1,728 1,835 1,926 2,034 2,161 2,255 2,417 2,587 2,762 2,972 3,193

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)



Der.Milpo-Pasco 26,8 57,477 63,193 66,783 70,744 74,059 78,185 82,942 87,969 92,873 98,501 104,494

Der.Milpo-Milpo 44,6 20,472 20,518 20,473 20,496 20,497 20,335 20,360 20,386 20,406 20,436 20,470

Pasco-Huicra 26,8 7,336 7,558 7,744 7,958 8,203 8,378 8,675 8,974 9,272 9,618 9,968

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)


Pasco 1 7,0 6,013 6,606 6,524 6,929 - - - - - - -

Pasco 2 10,0 7,574 8,404 9,320 9,898 4,131 8,986 9,215 9,462 6,133 5,962 6,328

Pasco 3 30,0 - - - - 13,686 13,083 13,866 14,703 16,459 17,887 18,985

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Pasco 1 7,0 85,743 94,436 93,066 98,969 - - - - - - -

Pasco 2 10,0 75,593 84,091 93,066 98,969 41,313 89,157 91,560 94,158 61,104 59,501 63,276

Pasco 3 30,0 - - - - 45,620 43,268 45,923 48,772 54,658 59,501 63,276

SISTEMA ELÉCTRICO PASCO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



El equipamiento propuesto se muestra en la siguiente tabla.

La Fig.17 muestra el sistema eléctrico Huanuco para el año base 2016 y la Fig.18 nos muestra el sistema Huánuco para el año 2026 con el equipamiento propuesto.

Fig.17

AÑO AÑO ACCION

2018 Nuevo transformador en la SE Tingo María - 138/22,9/10 KV - 30/30/30 MVA

2018 El transformador de 10 MVA de la SE Tingo María entra en reserva

2018 El transformador de 2,5 MVA de la SE Tingo María entra en reserva

2017 Nuevo transformador en la SE Nueva Huánuco - 138/22,9/10,5 KV - 30/30/30 MVA

2021 Nuevo transformador en la SE Tocache - 138/22,9 KV - 15 MVA

2021 El transformador de 7/7/2 MVA de la SE Tocache entra en reserva


Huánuco

UNION23

22,46 kV

0,98 p.u.

UNION60

59,41 kV

0,99 p.u.

H U A L L A 3 3

32,92 kV

1,00 p.u.

H U A L L A 6 0

59,87 kV

1,00 p.u.

HUALLANCA220

225,48 kV

1,02 p.u.

VIZCARRA220

225,50 kV

1,02 p.u.


1,00 p.u.

TINGOMARIA220

225,50 kV

1,02 p.u.

TOCA10B

10,39 kV

1,04 p.u.

AUCA10

9,98 kV

1,00 p.u.

TMAR2323,54 kV

1,03 p.u.

HUAN23

23,93 kV

1,04 p.u.

HUAN10

10,63 kV

1,01 p.u.

B E L L 2 2 .9

23,50 kV

1,03 p.u.

BELLA10

10,08 kV

1,01 p.u.

B E L L 1 3 8

139,06 kV

1,05 p.u.

B E L L 1 0

10,36 kV

1,04 p.u.

B E L L 1 3 8 _ B

139,06 kV

1,05 p.u.

T O C A 10

10,38 kV

1,04 p.u.

T O C A 23

23,80 kV

1,03 p.u.

HU AN U 10

10,94 kV

1,04 p.u.

AU C A 23

22,86 kV

1,00 p.u.

AU C A 60

59,04 kV

0,98 p.u.

HU AN U 23

23,49 kV

1,03 p.u.

P A R A G II

133,14 kV

0,96 p.u.

T O C A 138

141,51 kV

1,03 p.u.

AU C A 138

140,94 kV

1,02 p.u.

HU AN U

134,34 kV

0,97 p.u.

TMARI10

10,50 kV

1,05 p.u.

TM A R 138

140,30 kV

1,02 p.u.

2,93 MW

0,85 Mvar

8,87 %

-2,91 MW

-1,07 ..

8,87 %

lod launion

2,91 MW

0,96 Mvar

La

Un

ion

2,91 MW

1,07 Mvar

34,81 %

-2,91 MW

-0,96 ..

34,81 %

0

lod huallanca33

6,00 MW

3,00 Mvar

Viz

ca

rra

-H

ua

lla

nc

a

8,93 MW

4,24 Mvar

6,51 %

-8,93 MW

-4,48 ..

6,51 %

SEIN VIZCARRA

8,93 MW

4,24 Mvar

0,90

Huallanca

8,93 MW

4,48 Mvar

61,14 %

-2,93 MW

-0,85 ..

61,14 %

-6,00 MW

-3,00 ..

61,14 %

0Lne Tocache - Juanjui

8,04 MW

-2,22 ..

21,68 %

SEIN PARAGSHA

111,95..

63,12 ..

0,87

SEIN TINGO MARIA

46,46 ..

7,73 Mvar

0,99

4,88 MW

1,60 Mvar

tr2

tm

ar_

T3

-8,46 MW

-0,66 ..

86,40 %

8,48 MW

1,25 Mvar

86,40 %

2

1,51 MW

0,11 Mvar

20,62 %

-1,50 MW

-0,06 ..

20,62 %

-0,00 MW

-0,00 ..

20,62 %

3

tr3 auca_T2

0,51 MW

2,46 Mvar

34,67 %

-0,50 MW

-2,37 ..

34,67 %

-0,00 MW

-0,00 ..

34,67 %

4

1,58 MW

0,52 Mvar

tr2

tm

ar_

T4

1,60 MW

0,61 Mvar

65,05 %

-1,58 MW

-0,52 ..

65,05 %

0

2,12 MW

0,70 Mvar

TR

-C

AT

4(..

0

TR

-C

AT

3(..

0

G~

CAT 4

G~

CAT 3

Rp bell10

5

tr2

be

lla

vis

ta

-0,00 MW

-0,00 ..

0,00 %

0,00 MW

0,00 Mvar

0,00 %

0

-5,29 MW

-6,25 ..

18,08 %

lod bell23

9,66 MW

3,79 Mvar

lod bell10

0,16 MW

0,32 Mvar

TR

-C

AT

1(..

0

TR

-E

MD

(B

B)

0

TR

-C

AT

2(..

0

G~

CAT 1

G~

CAT 2

G~

EMD

tr3 Bellav ista

5,29 MW

6,25 Mvar

51,80 %

-0,16 MW

-0,32 ..

51,80 %

-5,13 MW

-5,54 ..

51,80 %

-1

23,83 ..

3,73 Mvar

47,06 %

-23,71..

-1,85 ..

47,06 %

-0,00 MW

-0,00 ..

47,06 %

0

-2,12 MW

-0,70 ..

54,38 %

2,13 MW

0,77 Mvar

54,38 %

-2

22,79 ..

6,98 Mvar

74,18 %

-22,74..

-5,37 ..

74,18 %

-4

2,72 MW

-1,27 ..

26,60 %

-1,75 MW

-0,58 ..

26,60 %

-0,97 MW

1,89 Mvar

26,60 %

8

1,57 MW

1,01 Mvar

25,10 %

-1,56 MW

-0,95 ..

25,10 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

25,10 %

2

7,23 MW

2,90 Mvar

148,04 %

-7,01 MW

-2,30 ..

148,04 %-0,00 MW

0,00 Mvar

148,04 %

-5

-92,15..

-48,21..

90,43 %

92,50 ..

56,73 ..

90,43 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

90,43 %

-8

12,29 ..

-9,28 ..

35,54 %

-12,16..

4,65 Mvar

35,54 %

1,75 MW

0,58 Mvar

-0,00 MW

-2,17 ..

1

3,06 MW

1,01 Mvar

-11,13..

1,11 Mvar

29,69 %

11,23 ..

-7,71 ..

29,69 %

-0,00 MW

-2,21 ..

1

14,55 ..

-9,05 ..

37,51 %

-14,47..

6,52 Mvar

37,51 %

18,33 ..

10,25 ..

52,63 %

-17,86..

-14,53..

52,63 %

6,86 MW

2,25 Mvar

20,61 ..

6,77 Mvar

7,01 MW

2,30 Mvar

1,47 MW

0,48 Mvar

22,63 ..

4,00 Mvar

44,84 %

-22,54..

-2,20 ..

44,84 %

-0,00 MW

0,00 Mvar

44,84 %

0

DIg

SIL

EN

T



Fig.18 Los resultados de flujo de potencia se pueden apreciar en el Formato F-216. Las siguientes tablas resumen los resultados de la potencia transmitida por las líneas, sus pérdidas y nivel de carga.

KARPA10

10,00 kV

1,00 p.u.

KARPA60

60,67 kV

1,01 p.u.

HUANU23B

23,06 kV

1,01 p.u.

HUANU10B

10,40 kV

0,99 p.u.

NUEVA HUANUCO

138,00 kV

1,00 p.u.

UNION23

21,87 kV

0,95 p.u.

UNION60

57,84 kV

0,96 p.u.

H U A L L A 3 3

31,66 kV

0,96 p.u.

H U A L L A 6 0

58,26 kV

0,97 p.u.

HUALLANCA220

225,46 kV

1,02 p.u.

VIZCARRA220

225,50 kV

1,02 p.u.


1,00 p.u.

TINGOMARIA220

225,50 kV

1,02 p.u.

TOCA10B

0,00 kV

0,00 p.u.

AUCA10

9,94 kV

0,99 p.u.

TMAR2322,89 kV

1,00 p.u.

HUAN23

23,87 kV

1,04 p.u.

HUAN10

10,50 kV

1,00 p.u.

B E L L 2 2 .9

23,46 kV

1,02 p.u.

BELLA10

10,05 kV

1,01 p.u.

B E L L 1 3 8

138,73 kV

1,05 p.u.

B E L L 1 0

10,34 kV

1,03 p.u.

B E L L 1 3 8 _ B

138,73 kV

1,05 p.u.

T O C A 10

10,30 kV

1,03 p.u.

T O C A 23

23,66 kV

1,03 p.u.

HU AN U 10

10,66 kV

1,02 p.u.

AU C A 23

22,77 kV

0,99 p.u.

AU C A 60

58,91 kV

0,98 p.u.

HU AN U 23

22,68 kV

0,99 p.u.

P A R A G II

134,35 kV

0,97 p.u.

T O C A 138

141,15 kV

1,02 p.u.

AU C A 138

140,62 kV

1,02 p.u.

HU AN U

137,95 kV

1,00 p.u.

TMARI10

9,96 kV

1,00 p.u.

TM A R 138

140,12 kV

1,02 p.u.

Huallanca 2

-5,98 MW

13,52 ..

63,57 %

11,98 ..

-9,59 ..

63,57 %

-6,00 MW

-3,00 ..

63,57 %

0

G~

G2

10,00 ..

-1,38 ..

84,12 %

G~

G1

10,00 ..

-1,38 ..

84,12 %

Karpa-Union

20,00 ..

-4,14 ..

57,17 %

-17,99..

6,90 Mvar

57,17 %

Tr2

Ka

rpa

-20,00..

4,14 Mvar

80,80 %

20,00 ..

-2,76 ..

80,80 %

0

TO

CA

CH

E

1,98 MW

-1,98 ..

18,48 %

-1,98 MW

2,07 Mvar

18,48 %

0

0,77 MW

0,25 Mvar

17,43 ..

5,73 Mvar

9,90 MW

3,25 Mvar

28,11 ..

12,04 ..

61,16 %

-10,66..

-3,50 ..

61,16 %-17,43..

-5,73 ..

61,16 %

-2

SEIN HUANUCO

86,57 ..

9,84 Mvar

0,99

58,46 ..

-2,20 ..

45,33 %

-58,44..

2,22 Mvar

45,33 %

TINGO MARIA

-11,83..

-1,91 ..

58,66 %

17,15 ..

5,01 Mvar

58,66 %

-5,31 MW

-1,75 ..

58,66 %

0

-11,98..

9,59 Mvar

45,16 %

12,40 ..

-9,10 ..

45,16 %

lod launion

5,59 MW

1,84 Mvar

La

Un

ion

5,59 MW

2,20 Mvar

69,27 %

-5,59 MW

-1,84 ..

69,27 %

-1

lod huallanca33

6,00 MW

3,00 Mvar

Viz

ca

rra

-H

ua

lla

nc

a

-5,98 MW

13,29 ..

9,63 %

5,98 MW

-13,52..

9,63 %

SEIN VIZCARRA

-5,98 MW

13,29 ..

-0,41

Huallanca

0Lne Tocache - Juanjui

8,04 MW

-2,27 ..

21,62 %

SEIN PARAGSHA

98,69 ..

85,00 ..

0,76

SEIN TINGO MARIA

26,58 ..

7,90 Mvar

0,96

4,88 MW

1,60 Mvar

tr2

tm

ar_

T3

1

3

tr3 auca_T2

0,87 MW

2,56 Mvar

37,39 %

-0,86 MW

-2,46 ..

37,39 %

-0,00 MW

-0,00 ..

37,39 %

4

5,31 MW

1,75 Mvar

tr2

tm

ar_

T4

1

3,26 MW

1,07 Mvar

TR

-C

AT

4(..

0

TR

-C

AT

3(..

0

G~

CAT 4

G~

CAT 3

Rp bell10

5tr

2 b

ell

av

ista

-0,00 MW

0,00 Mvar

0,00 %

0,00 MW

0,00 Mvar

0,00 %

0

-5,29 MW

-6,15 ..

17,96 %

lod bell23

9,66 MW

3,79 Mvar

lod bell10

0,16 MW

0,32 Mvar

TR

-C

AT

1(..

0

TR

-E

MD

(B

B)

0

TR

-C

AT

2(..

0

G~

CAT 1

G~

CAT 2

G~

EMD

tr3 Bellav ista

5,29 MW

6,15 Mvar

51,46 %

-0,16 MW

-0,32 ..

51,46 %

-5,13 MW

-5,45 ..

51,46 %

-1

13,64 ..

3,91 Mvar

27,69 %

-13,54..

-3,04 ..

27,69 %

-0,00 MW

-0,00 ..

27,69 %

0

-3,26 MW

-1,07 ..

86,73 %

3,28 MW

1,25 Mvar

86,73 %

-2

21,80 ..

6,81 Mvar

69,22 %

-21,75..

-5,25 ..

69,22 %

-1

3,55 MW

-0,96 ..

30,18 %

-1,75 MW

-0,58 ..

30,18 %

-1,80 MW

1,58 Mvar

30,18 %

8

1,10 MW

3,22 Mvar

45,42 %

-1,08 MW

-3,08 ..

45,42 %

-0,00 MW

-0,00 ..

45,42 %

0

2,66 MW

0,95 Mvar

55,63 %

-2,63 MW

-0,86 ..

55,63 %-0,00 MW

0,00 Mvar

55,63 %

-1

-78,89..

-69,98..

93,01 %

79,24 ..

78,61 ..

93,01 %

-0,00 MW

-0,00 ..

93,01 %

-10

-21,97..

-7,15 ..

52,81 %

22,31 ..

3,06 Mvar

52,81 %

1,75 MW

0,58 Mvar

-0,00 MW

-2,06 ..

1

3,06 MW

1,01 Mvar

-11,12..

1,02 Mvar

29,61 %

11,23 ..

-7,60 ..

29,61 %

0,00 MW

-1,98 ..

1

15,74 ..

-8,49 ..

39,20 %

-15,65..

5,99 Mvar

39,20 %

-11,39..

8,06 Mvar

38,97 %

11,68 ..

-13,04..

38,97 %

11,83 ..

3,89 Mvar

18,47 ..

6,07 Mvar

2,63 MW

0,86 Mvar

2,66 MW

0,87 Mvar

12,94 ..

3,99 Mvar

26,43 %

-12,85..

-3,14 ..

26,43 %

-0,00 MW

-0,00 ..

26,43 %

0

DIg

SIL

EN

T

SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Tingo Maria-Huanuco 44,9 21,002 21,311 12,541 12,675 12,823 12,944 13,120 13,301 13,508 13,721 13,951

Paragsha 2-Huanuco 44,9 15,406 16,274 23,508 23,702 23,856 21,783 22,020 22,269 22,523 22,803 23,102

Tingo Maria-Aucayacu 44,9 17,137 17,190 17,267 17,333 17,407 17,414 17,503 17,585 17,682 17,779 17,885

Aucayacu-Tocache 44,9 11,183 11,188 11,180 11,180 11,181 11,164 11,165 11,165 11,166 11,167 11,168

Vizcarra-Huallanca 149,8 9,884 10,115 15,387 15,287 15,187 15,081 14,978 14,873 14,768 14,668 14,571

Huallanca-La Union 35,3 3,047 3,265 16,914 16,747 16,574 16,388 16,198 15,996 15,785 15,570 15,347

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEAS (MVA)

SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026







SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)

SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026







SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)



De igual manera para los transformadores, se muestran tablas de la potencia activa y el nivel de carga.

Se evidencia la necesidad de implementar en el corto plazo, nuevos transformadores de potencia en las subestaciones Huánuco y Tingo María. El equipamiento propuesto permite el adecuado comportamiento del sistema eléctrico.


Tingo María 220kV 1 50,0 22,982 24,863 11,383 11,598 11,832 12,075 12,341 12,612 12,909 13,217 13,544

Tingo María 220kV 2 50,0 24,119 26,099 11,916 12,143 12,388 12,645 12,925 13,210 13,522 13,846 14,191

Aucayacu 1 15,0 3,004 3,046 3,109 3,163 3,224 3,285 3,358 3,427 3,508 3,591 3,681

Aucayacu 2 7,0 2,515 2,511 2,554 2,567 2,583 2,598 2,618 2,636 2,658 2,680 2,705

Tocache 1 7,0 1,868 1,866 1,869 1,869 1,869 3,415 3,412 3,410 3,407 3,403 3,400

Tocache 2 7,0 1,515 1,515 1,515 1,515 1,515 - - - - - -

Paragsha 220kV 120,0 108,511 111,696 88,223 89,066 89,766 105,995 107,012 108,087 109,115 110,322 111,615

Huánuco 1 20,0 7,790 8,352 1,701 1,811 1,935 2,062 2,198 2,342 2,495 2,654 2,823

Huallanca 220kV 1 24,0 9,988 10,219 - - - - - - - - -

Tingo María 3 30,0 - - 12,155 12,724 13,338 13,997 14,691 15,410 16,197 17,009 17,869

Nueva Huánuco 50,0 - - 19,314 20,522 21,848 23,246 24,735 26,307 28,769 30,580 30,580

Huallanca 220kV 2 25,0 - - 15,587 15,489 15,390 15,286 15,184 15,082 14,979 14,881 14,786

Tingo María 1 10,0 8,570 12,012 - - - - - - - - -

Tingo María 2 2,5 1,663 4,347 - - - - - - - - -

Huánuco 2 33,0 23,830 25,416 14,413 15,342 16,345 17,413 18,546 19,744 20,193 21,471 22,835

Huánuco 3 4,0 2,232 2,400 2,558 2,737 2,926 3,126 3,337 3,558 3,032 3,225 3,436

La Union 9,0 3,103 3,317 3,555 3,803 4,062 4,343 4,635 4,950 5,288 5,637 6,010

Tocache 3 15,0 - - - - - 2,808 2,807 2,805 2,803 2,800 2,798

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / FLUJO DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MVA)


Tingo María 220kV 1 50,0 44,842 48,513 22,211 22,631 23,086 23,561 24,081 24,609 25,188 25,790 26,428

Tingo María 220kV 2 50,0 47,062 50,924 23,251 23,693 24,172 24,672 25,219 25,775 26,385 27,017 27,689

Aucayacu 1 15,0 26,604 26,651 26,948 27,141 27,390 27,671 28,054 28,449 28,961 29,523 30,179

Aucayacu 2 7,0 34,666 34,746 35,127 35,334 35,567 35,799 36,088 36,361 36,687 37,022 37,390

Tocache 1 7,0 25,098 25,166 25,062 25,069 25,077 45,501 45,486 45,472 45,456 45,439 45,421

Tocache 2 7,0 20,624 20,705 20,581 20,589 20,598 - - - - - -

Paragsha 220kV 120,0 90,426 93,080 73,520 74,222 74,805 88,329 89,177 90,073 90,929 91,935 93,013

Huánuco 1 20,0 148,040 159,464 34,030 36,235 38,704 40,623 43,319 46,151 49,159 52,305 55,633

Huallanca 220kV 1 24,0 61,139 61,177 - - - - - - - - -

Tingo María 3 30,0 - - 39,765 41,639 43,664 45,842 48,136 50,513 53,118 55,809 58,662

Nueva Huánuco 50,0 - - 38,627 41,044 43,695 46,492 49,470 52,614 57,539 61,160 61,160

Huallanca 220kV 2 25,0 - - 69,598 68,917 68,213 67,454 66,681 65,862 65,001 64,129 63,566

Tingo María 1 10,0 86,404 121,559 - - - - - - - - -

Tingo María 2 2,5 65,046 181,469 - - - - - - - - -

Huánuco 2 33,0 74,180 79,487 43,686 46,503 49,546 52,777 56,212 59,846 61,209 65,086 69,222

Huánuco 3 4,0 54,382 58,962 63,494 68,097 72,998 78,192 83,704 89,530 76,043 81,148 86,733

La Union 9,0 34,814 37,274 40,722 43,589 46,590 49,839 53,237 56,902 60,836 64,916 69,273

Tocache 3 15,0 - - - - - 18,497 18,494 18,490 18,487 18,483 18,478

SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / NIVEL DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%)



9.8. CONCLUSIONES

1. En el caso particular de los sistemas eléctricos Pampas y Huancavelica, no se

presentan problemas en el horizonte de estudio 2026, por lo cual no se plantea equipamiento nuevo.

2. En general, los sistemas eléctricos de Ayacucho, Huancayo, Pasco y Huánuco,

no presentan problemas en el sistema de trasmisión, por lo cual las soluciones propuestas corresponden a la implementación o rotación de transformadores de potencia.

3. Para el caso particular del sistema eléctrico Tarma- Chanchamayo, se plantearon dos alternativas de transmisión; la primera considera la topología aprobada en el Plan de Inversiones de OSINERGMIN y la segunda considera el suministro desde la central hidroeléctrica La Virgen, actualmente en construcción. Se ha validado el adecuado comportamiento eléctrico de ambas alternativas.

4. El sistema eléctrico Yaupi – Oxapampa, presenta un grave problema de colapso de tensión en el mediano plazo, esto debido a la considerable carga de las subestaciones más alejadas de la red troncal de 60 kV. La solución propuesta, plantea que estas subestaciones sean alimentadas desde un nuevo punto de suministro de 220 kV (Tulumayo) y la implementación de subestaciones en 220 kV (Satipo) y 60 kV (Chalhuamayo).

5. El equipamiento propuesto permite el adecuado comportamiento eléctrico de

los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO.

10. COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO

10.1. ASPECTOS GENERALES

La valorización de los elementos que componen al Área 05, ha sido efectuada de acuerdo con los siguientes criterios:

Los costos de inversión han sido determinados utilizando los módulos estándares del OSINERGMIN publicados el 26 de marzo del 2015 mediante Resolución No.060-2014-OS/CD

Los módulos estándares han sido aplicados de acuerdo con la ubicación geográfica y características técnicas de cada instalación.

No se ha considerado el efecto de la depreciación de las instalaciones.

Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares de las nuevas

subestaciones se han prorrateado entre los elementos de la respectiva, en proporción a sus costos de inversión en el año de su puesta en servicio.



Los costos de inversión de las celdas de línea se han incluido como elementos de las subestaciones.

El costo de inversión del centro de control y de las telecomunicaciones de las

nuevas subestaciones se ha prorrateado entre los respectivos elementos de subestaciones.

Los costos de inversión han sido desagregados según la siguiente clasificación:

costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y Costos del Cobre.

No se ha considerado los costos de los cambios por reposición de instalaciones

existentes por otras de características similares.

10.2. COSTO INCREMENTAL DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES

Los detalles de las inversiones en líneas de transmisión, se consignan en el Formulario F-301. Asimismo, los detalles de las inversiones en subestaciones de transformación se consignan en el Formulario F-302.

10.3. COSTO INCREMENTAL DEL CENTRO DE CONTROL

El costo incremental del centro de control en la alternativa desarrollada es el que se muestra en la Tabla 1.



Tabla 1 Costo incremental de centro de control

ASIGNACIÓN DEL MÓDULO DE CENTRO DE CONTROL INCREMENTAL

ÁREA DE DEMANDA: 5

TITULAR :

CÓDIGO MÓDULO NOMBRE DECOSTO MÓDULO INCREMENTAL

COSTO

ELEMENTO(4)

ALÍCUOTAS INCREMENTALES (US$) (5)

INCREMENTAL MÓDULO INCREMENTAL(1) M.N. M.E. SUBESTACIÓN(2)

CÓDIGO

ELEMENTO(3) (US$) M.N. M.E.

CCI-SE-MED01 23 380.43 45 059.75 SET AT CONSTITUCION CONSTI-1 248 291.29 7 793.48 15 019.92

SET AT CONSTITUCION CONSTI-2 248 291.29 7 793.48 15 019.92


CCI-SI-MED01 23 380.43 45 059.75 SET AT/MT CHILCA CHILCA-1 331 384.32 3 704.21 7 138.91

SET AT/MT CHILCA CHILCA-2 331 384.32 3 704.21 7 138.91

SET AT/MT CHILCA CHILCA-3 1 028 543.60 11 497.05 22 157.60


SET AT/MT CHILCA CHILCA-5 50 158.21 560.67 1 080.54

SET AT/MT CHILCA CHILCA-6 16 304.76 182.25 351.25

SET AT/MT CHILCA CHILCA-7 50 158.21 560.67 1 080.54


CCI-SE-MED05 116 902.14 225 298.76 SET AT/MT SATIPO SATIPO-1 327 126.05 4 508.38 8 688.74

SET AT/MT SATIPO SATIPO-2 424 828.49 5 854.89 11 283.80

SET AT/MT SATIPO SATIPO-3 1 572 787.22 21 675.81 41 774.55


SET CHALHUAMAYO CHALHU-1 311 346.08 4 290.90 8 269.61

SET CHALHUAMAYO CHALHU-2 1 086 138.20 14 968.92 28 848.74


SET CHALHUAMAYO CHALHU-4 52 324.46 721.12 1 389.78

SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-1 417 715.51 5 756.86 11 094.87




SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-1 366 570.59 5 052.00 9 736.42




SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-1 1 001 704.42 13 805.27 26 606.11

SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-2 204 189.33 2 814.09 5 423.44

SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-3 53 249.15 733.87 1 414.34

SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-4 8 362.70 115.25 222.12

CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -

INCREMENTAL DE 1 SETS







10.4. COSTO INCREMENTAL EN TELECOMUNICACIONES

El costo incremental de telecomunicaciones en la alternativa desarrollada es el que se muestra en la Tabla 2.



Tabla 2 Costo incremental de telecomunicaciones ASIGNACIÓN DEL MÓDULO DE TELECOMUNICACIONES INCREMENTAL

ÁREA DE DEMANDA:5

TITULAR :

CÓDIGO MÓDULO NOMBRE DE

COSTO

ELEMENTO(4) ALÍCUOTAS INCREMENTALES (US$) (5)

INCREMENTAL MÓDULO INCREMENTAL(1) M.N. M.E. SUBESTACIÓN(2)

CÓDIGO

ELEMENTO(3) (US$) M.N. M.E.

TELI-SE-MED01 9 011.17 19 750.05 SET AT CONSTITUCION CONSTI-1 248 291.29 3 003.72 6 583.35



TELI-SI-MED01 9 011.17 19 750.05 SET AT/MT CHILCA CHILCA-1 331 384.32 1 427.66 3 129.04


SET AT/MT CHILCA CHILCA-3 1 028 543.60 4 431.14 9 711.86






TELI-SE-MED05 139 885.40 113 815.83 SET AT/MT SATIPO SATIPO-1 327 126.05 5 394.74 4 389.36


SET AT/MT SATIPO SATIPO-3 1 572 787.22 25 937.33 21 103.55



SET CHALHUAMAYO CHALHU-2 1 086 138.20 17 911.85 14 573.73


SET CHALHUAMAYO CHALHU-4 52 324.46 862.90 702.09









SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-1 1 001 704.42 16 519.43 13 440.80

SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-2 204 189.33 3 367.35 2 739.80



SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES -

INCREMENTAL DE EMPRESA MEDIANA - 1 SETS





COSTO MÓDULO INCREMENTAL



10.5. COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL

Los costos de inversión asociados al Sistema Eléctrico a Remunerar son los que se muestran en la Tabla 3.



Tabla 3 Costos de inversión en el Sistema Eléctrico a Remunerar

ÁREA DE DEMANDA: 5

ELECTROCENTRO INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA

AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2017 - - 693 568 2 696 864 3 390 432 - - 693 568 2 696 864 3 390 432

2018 9 424 586 1 966 426 2 281 723 2 917 234 16 589 970 9 424 586 1 966 426 2 975 291 5 614 098 19 980 402

2019 - 1 828 862 - 60 999 1 889 861 9 424 586 3 795 289 2 975 291 5 675 097 21 870 263

2020 - - - 70 528 70 528 9 424 586 3 795 289 2 975 291 5 745 625 21 940 791

2021 - - - 1 917 745 1 917 745 9 424 586 3 795 289 2 975 291 7 663 370 23 858 536

TERCERO INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 2 267 683 1 169 799 1 616 469 5 053 950 - 2 267 683 1 169 799 1 616 469 5 053 950

2018 25 966 781 - 6 811 185 2 851 611 35 629 577 25 966 781 2 267 683 7 980 984 4 468 080 40 683 527

2019 - - - - - 25 966 781 2 267 683 7 980 984 4 468 080 40 683 527

2020 - - - - - 25 966 781 2 267 683 7 980 984 4 468 080 40 683 527

2021 - - - 714 813 714 813 25 966 781 2 267 683 7 980 984 5 182 893 41 398 340

AREA 05 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 2 267 683 1 863 367 4 313 333 8 444 383 - 2 267 683 1 863 367 4 313 333 8 444 383

2018 35 391 367 1 966 426 9 092 908 5 768 845 52 219 546 35 391 367 4 234 110 10 956 275 10 082 177 60 663 929

2019 - 1 828 862 - 60 999 1 889 861 35 391 367 6 062 972 10 956 275 10 143 176 62 553 790

2020 - - - 70 528 70 528 35 391 367 6 062 972 10 956 275 10 213 705 62 624 319

2021 - - - 2 632 558 2 632 558 35 391 367 6 062 972 10 956 275 12 846 262 65 256 876



El resumen de todos los elementos del Plan de Obras valorizados se encuentran el el Formulario F-305.

10.6. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Por su parte, para el cálculo de los costos de Operación y Mantenimiento se ha tomado en cuenta las siguientes consideraciones:

o El costo de Operación y Mantenimiento de cada elemento del sistema ha sido calculado multiplicando los porcentajes publicados en la Resolución OSINERGMIN N° 082-2015-OS.

o Los costos totales de Operación y Mantenimiento se han considerado como

costos de procedencia nacional. El resumen con los costos de operación y mantenimiento, son los que se muestran en la Tabla 4. Tabla 4 Costo de Operación y Mantenimiento

RESUMEN DE COYM US$

ÁREA DE DEMANDA: 5

ELECTROCENTRO COYM COYM ACUMULADO


2017 - - 24 344 107 669 132 014 - - 24 344 107 669 132 014

2018 300 644 64 315 84 952 109 416 559 327 300 644 64 315 109 297 217 085 691 341

2019 - 51 796 - 3 202 54 999 300 644 116 111 109 297 220 287 746 339

2020 - - - 3 703 3 703 300 644 116 111 109 297 223 990 750 042

2021 - - - 70 420 70 420 300 644 116 111 109 297 294 410 820 462

TERCERO INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 73 493 41 624 52 470 167 587 - 73 493 41 624 52 470 167 587

2018 818 372 - 240 014 100 241 1 158 627 818 372 73 493 281 638 152 711 1 326 214

2019 - - - - - 818 372 73 493 281 638 152 711 1 326 214

2020 - - - - - 818 372 73 493 281 638 152 711 1 326 214

2021 - - - 20 813 20 813 818 372 73 493 281 638 173 525 1 347 028

AREA 05 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA


2017 - 73 493 65 968 160 140 299 601 - 73 493 65 968 160 140 299 601

2018 1 119 016 64 315 324 967 209 657 1 717 954 1 119 016 137 808 390 935 369 796 2 017 555

2019 - 51 796 - 3 202 54 999 1 119 016 189 604 390 935 372 999 2 072 554

2020 - - - 3 703 3 703 1 119 016 189 604 390 935 376 701 2 076 256

2021 - - - 91 233 91 233 1 119 016 189 604 390 935 467 935 2 167 489

En el Formulario F-401 se obtienen el resumen de los costos de Operación y Mantenimiento.

10.7. PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN 2017-2021

Se proponen los siguientes elementos:



BASE DE DATOS DE LOS ELEMENTOS PREVISTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR DEL AREA DE DEMANDA 5

Año Titular Elemento Elemento Instalación Estándar Inversión

(US$)

ELEMENTOS REQUERIDOS, NO CONSIDERADOS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017

2015 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 60 KV A SET HUANTA SET AT/MT HUANTA Celda Línea CE-060SIR2C1ESBLI2 254 380

2015 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 60 KV A SET HUANTA SET AT/MT HUANTA Celda Línea CE-060SIR2C1ESBLI2 254 380

2015 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 13.9 KV SET AT/MT JAUJA Celda Alimentador CE-010SIR3C1ESBAL1 47 873

2015 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 13.9 KV SET AT/MT JAUJA Celda Alimentador CE-010SIR3C1ESBAL1 47 873

2016 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 33 KV A POZUZO SET AT CONSTITUCION Celda Línea CE-033SER1C1ESBLI2 280 692

2016 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 33 KV A PUERTO BERMÚDEZ SET AT CONSTITUCION Celda Línea CE-033SER1C1ESBLI2 280 692

2016 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 33 KV A PUERTO INCA SET AT CONSTITUCION Celda Línea CE-033SER1C1ESBLI2 280 692

ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 - 2021

2017 TERCERO Cambio Conductor Línea Condorcocha - Tarma 60 kV Cambio Conductor Línea Condorcocha - Tarma 60 kV

Línea LT-060SIR0TAS1C1240A 934 863

2017 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 10 kV SET AT/MT AYACUCHO Celda Alimentador CE-010SIU2MCISBAL1 60 999

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA LLEGADA HUAYUCACHI 60KV SET AT/MT CHILCA Celda Línea CE-060SIU3C1ESBLI2 346 784

2017 ELECTROCENTRO CELDA LINEA SALIDA HUANCAYO ESTE 60KV SET AT/MT CHILCA Celda Línea CE-060SIU3C1ESBLI2 346 784

2017 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 20MVA 60/13.2/10KV SET AT/MT CHILCA Transformador TP-060023010-030SI3E 1 076 341

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMACION 60KV SET AT/MT CHILCA Celda Transformador CE-060SIU3C1ESBTR2 279 837

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMACION 13.2KV SET AT/MT CHILCA Celda Transformador CE-010SIU3C1ESBTR1 52 489

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE MEDICIÓN 13.2KV SET AT/MT CHILCA Celda Medición CE-010SIU3C1ESBMD1 17 062

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMACION 10KV SET AT/MT CHILCA Celda Transformador CE-010SIU3C1ESBTR1 52 489




(US$)

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE MEDICIÓN 10KV SET AT/MT CHILCA Celda Medición CE-010SIU3C1ESBMD1 17 062

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE ALIMENTADORES 13.2KV SET AT/MT CHILCA Celda Alimentador CE-010SIU3MCISBAL1 88 025

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE ALIMENTADORES 13.2KV SET AT/MT CHILCA Celda Alimentador CE-010SIU3MCISBAL1 88 025

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE ALIMENTADORES 10KV SET AT/MT CHILCA Celda Alimentador CE-010SIU3MCISBAL1 88 025

2017 ELECTROCENTRO CELDA DE ALIMENTADORES 10KV SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL

Celda Alimentador CE-010SIU3MCISBAL1 70 339

2017 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 13.2 KV SET AT/MT CHUPACA Celda Alimentador CE-010SIR3C1ESBAL1 47 744

2017 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 10 KV SET AT/MT SALESIANOS Celda Alimentador CE-010SIU3MCISBAL1 70 528

2017 TERCERO TRANSFORMADOR 9 MVA 138/22.9/10 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO

Transformador TP-138023010-030SI3E 1 072 076

2017 TERCERO CELDA DE TRANSFORMADOR 138 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO

Celda Transformador CE-138SIR3C1ESBTR3 218 534

2017 TERCERO CELDA DE TRANSFORMADOR 22.9 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO


2017 TERCERO CELDA DE MEDICIÓN 22.9 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO

Celda Medición CE-023SIR3C1ESBMD1 8 950

2017 TERCERO CELDA DE TRANSFORMADOR 10 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO


2017 TERCERO CELDA DE MEDICIÓN 10 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO

Celda Medición CE-010SIR3C1ESBMD1 9 160

2017 TERCERO CELDA DE ALIMENTADOR 10 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO

Celda Alimentador CE-010SIR3C1ESBAL1 48 903





2017 TERCERO CELDA DE ALIMENTADOR 22.9 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO


2017 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 60/22.9 kV; 30MVA SET AT/MT CHANCHAMAYO Transformador TP-060023-030SE1E 687 897

2017 TERCERO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 138/60 kV, 20MVA SET MAT/AT CONDORCOCHA

Transformador TP-138060010-020SE1E 841 900




(US$)

2017 TERCERO CELDA DE TRANSFORMACIÓN 138 kV SET MAT/AT CONDORCOCHA

Celda Transformador CE-138SEU1C1ESBTR3 188 892

2017 TERCERO CELDA DE TRANSFORMACIÓN 60 kV SET MAT/AT CONDORCOCHA

Celda Transformador CE-060SEU1C1ESBTR2 206 100

2017 TERCERO CELDA DE TRANSFORMACIÓN 138 kV SET MAT/AT LA VIRGEN Celda Transformador CE-138SEU1C1ESBTR3 188 892

2017 TERCERO CELDA LÍNEA - TRANSFORMADOR, a SET Chanchamayo SET MAT/AT LA VIRGEN Celda Línea-Transformador

CE-060SEU1C1ESBLT2 234 936

2017 TERCERO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 138/60 kV, 20MVA SET MAT/AT LA VIRGEN Transformador TP-138060010-020SE1E 841 900

2018 ELECTROCENTRO Línea 60 kV SE Satipo - SE Chalhuamayo Línea 60 kV SE Satipo - SE Chalhuamayo

Línea LT-060SER0TAS1C1240A

1 343 332

2018 ELECTROCENTRO Línea 220 kV SE Tulumayo - SE Satipo Línea 220 kV SE Tulumayo - SE Satipo

Línea LF-220SER0TAS1C1500A

8 969 913

2018 TERCERO Línea 138 kV SE Tulumayo - SE Atalaya en 138KV Línea 138 kV SE Tulumayo - SE Atalaya en 138KV

Línea LF-138SER0TAS1C4300A

22 877 480

2018 TERCERO Línea 60 kV SE Runatullo - SE Mazamari Línea 60 kV SE Runatullo - SE Mazamari

Línea LT-060SIU0ACS1C1240A 6 418 862

2018 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 66/22.9/10 KV DE 15/15/15 MVA

SET AT/MT SAN FRANCISCO

Transformador TP-060023010-015SI2E 558 834

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 60 KV A SET CHALCHUAMAYO SET AT/MT SATIPO Celda Línea CE-060SER1C1ESBLI2 350 107

2018 ELECTROCENTRO CELDA LINEA TRANSFORMADOR 220 KV A SET TULUMAYO

SET AT/MT SATIPO Celda Línea-Transformador

CE-220SER1C1ESBLT3 454 673

2018 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 50 MVA 220/60/22.9 KV

SET AT/MT SATIPO Transformador TP-220060023-050SE1E 1 683 278

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 60 KV SET AT/MT SATIPO Celda Transformador CE-060SER1C1ESBTR2 283 148

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 22.9 KV SET AT/MT SATIPO Celda Transformador CE-023SER1C1ESBTR1 54 976

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE MEDICIÓN 22.9 KV SET AT/MT SATIPO Celda Medición CE-023SER1C1ESBMD1 8 022

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE LINEA 60 KV A SET SATIPO SET CHALHUAMAYO Celda Línea CE-060SER1C1ESBLI2 333 219

2018 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 15 MVA 60/22.9 KV SET CHALHUAMAYO Transformador TP-060023-050SE1E 1 162 441

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 60 KV SET CHALHUAMAYO Celda Transformador CE-060SER1C1ESBTR2 269 489




(US$)

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 22.9 KV SET CHALHUAMAYO Celda Transformador CE-023SER1C1ESBTR1 56 000

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE MEDICIÓN 22.9 KV SET CHALHUAMAYO Celda Medición CE-023SER1C1ESBMD1 7 635

2018 TERCERO CELDA DE LINEA 220 KV A SET SATIPO SET MAT TULUMAYO Celda Línea CE-220SIR2C1ESBLI3 451 455

2018 TERCERO CELDA DE LINEA 138 KV A SET ATALAYA SET MAT TULUMAYO Celda Línea CE-138SIR2C1ESBLI3 278 122

2018 TERCERO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 220/138 kV 30 MVA SET MAT TULUMAYO Transformador TP-220138023-030SI2E 971 393

2018 TERCERO CELDA DE TRANSFORMADOR 220 kV SET MAT TULUMAYO Celda Transformador CE-220SIR2C1ESBTR3 317 902

2018 TERCERO CELDA DE TRANSFORMADOR 138 kV SET MAT TULUMAYO Celda Transformador CE-138SIR2C1ESBTR3 196 333

2018 TERCERO CELDA DE LINEA 138 KV A SET TULUMAYO SET MAT/MT ATALAYA Celda Línea CE-138SER1C1ESBLI3 447 061

2018 TERCERO CELDA LINEA TRANSFORMACIÓN 60 KV SET MAT/MT ATALAYA Celda Línea-Transformador

CE-138SEU1C1ESBLT3 427 035

2018 TERCERO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 138/22.9 kV, 30 MVA SET MAT/MT ATALAYA Transformador TP-138023-005SE1E 761 560

2018 TERCERO CELDA TRANSFORMACION 22.9 KV SET MAT/MT ATALAYA Celda Transformador CE-023SEU1C1ESBTR1 93 325

2018 TERCERO CELDA MEDICIÓN 22.9 KV SET MAT/MT ATALAYA Celda Medición CE-023SEU1C1ESBMD1 9 832

2018 TERCERO CELDA DE LÍNEA 60 KV A RUNATULLO SET AT/MT MAZAMARI Celda Línea CE-060SEU1C1ESBLI2 392 323

2018 TERCERO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 60/23/10 kV, 7 MVA SET AT/MT MAZAMARI Transformador TP-060023010-007SE1E 605 447

2018 TERCERO CELDA TRANSFORMACIÓN 60 KV SET AT/MT MAZAMARI Celda Transformador CE-060SEU1C1ESBTR2 317 290

2018 TERCERO CELDA TRANSFORMADOR 22.9 KV SET AT/MT MAZAMARI Celda Transformador CE-023SEU1C1ESBTR1 85 321

2018 TERCERO CELDA MEDICIÓN 22.9 KV SET AT/MT MAZAMARI Celda Medición CE-023SEU1C1ESBMD1 8 989

2018 ELECTROCENTRO CELDA DE LÍNEA 60 KV A MAZAMARI SET AT/MT RUNATULLO Celda Línea CE-060SIU2C1ESBLI2 255 066

2018 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 60/22.9/10 kV 15 MVA SET AT/MT PICHANAKI Transformador TP-060023010-015SE1E 564 705

2018 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 5MVA 33/10KV SET AT/MT COMAS Transformador TP-033010-005SI3E 235 131




(US$)

2018 TERCERO TRANSFORMADOR 138/22.9/10 Kv, 30 MVA SET MAT/MT TINGO MARIA Transformador TP-138023010-030SE1E 969 848

2019 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 10 kV SET AT/MT AYACUCHO Celda Alimentador CE-010SIU2MCISBAL1 60 999

2019 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 50 MVA 220/60KV SET MAT/AT ORCOTUNA Transformador TP-220060010-050SI3E 1 271 363

2019 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 220 KV SET MAT/AT ORCOTUNA Celda Transformador CE-220SIR3C1ESBTR3 338 631

2019 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 60 KV SET MAT/AT ORCOTUNA Celda Transformador CE-060SIR3C1ESBTR2 218 867

2020 ELECTROCENTRO CELDA ALIMENTADOR 13.2KV SET AT/MT CONCEPCIÓN Celda Alimentador CE-010SIU3MCISBAL1 70 528

2021 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 15MVA 60/13.2KV SET AT/MT CONCEPCIÓN Transformador TP-060010-015SI3E 489 361

2021 ELECTROCENTRO CELDA TRANSFORMADOR 60 KV SET AT/MT CONCEPCIÓN Celda Transformador CE-060SIU3C1ESBTR2 214 257

2021 ELECTROCENTRO CELDA TRANSFORMADOR 13.2KV SET AT/MT CONCEPCIÓN Celda Transformador CE-010SIU3C1ESBTR1 40 188

2021 ELECTROCENTRO CELDA MEDICIÓN 13.2KV SET AT/MT CONCEPCIÓN Celda Medición CE-010SIU3C1ESBMD1 13 064



2021 TERCERO TRANSFORMADOR 138/22.9 kV, 15 MVA SET MAT/MT TOCACHE Transformador TP-138023-015SI3E 665 910

2021 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMADOR 60 kV SET AT/MT NINATAMBO Celda Transformador CE-060SIU3C1ESBTR2 213 681

2021 ELECTROCENTRO TRANSFORMADOR DE POTENCIA 60/22.9/10kV; 30MVA SET AT/MT NINATAMBO Transformador TP-060023010-030SI3E 821 882

2021 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMACION 22.9 kV SET AT/MT NINATAMBO Celda Transformador CE-023SIU3C1ESBTR1 64 039

2021 ELECTROCENTRO CELDA DE MEDICIÓN 22.9 kV SET AT/MT NINATAMBO Celda Medición CE-023SIU3C1ESBMD1 8 165

2021 ELECTROCENTRO CELDA DE TRANSFORMACION 10 kV SET AT/MT NINATAMBO Celda Transformador CE-010SIU3C1ESBTR1 40 080

2021 ELECTROCENTRO CELDA DE MEDICIÓN 10 kV SET AT/MT NINATAMBO Celda Medición CE-010SIU3C1ESBMD1 13 029

indice · transformación de 138 ... determinándose los equipos adicionales como bancos de ......

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