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Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
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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
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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:
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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:
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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.
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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.
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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
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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%
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
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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
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
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(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
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
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(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
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
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(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
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
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VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 13
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
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 14
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%
SISTEMA ELÉCTRICO SUBESTACIÓN BARRA
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 15
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.
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 16
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 %
lne Cobriza-Ay acucho(2)
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
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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
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ga
llo
-CH
Llu
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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
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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
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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
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Hu
an
ta
10,68 ..
2,86 Mvar
26,14 %
-10,68..
-2,86 ..
26,14 %
lne
Mo
lle
pa
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an
ga
llo
2,18 MW
0,38 Mvar
6,43 %
-2,16 MW
-1,47 ..
6,43 %
lne
Mo
lle
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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
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-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
..
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.
29
,52
%
11,28 ..
5,55 Mvar
29,52 %
lne
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81
14,87 ..
2,91 Mvar
26,09 %
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26,09 %
lne Cobriza-Ay acucho(3)
-1,2
0 M
W
2,8
7 M
va
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7,5
3 %
1,20 MW
-2,89 ..
7,53 %
lne Cobriza-Ay acucho(2)
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 17
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Friaspata-Mollepata 250,0 180,041 193,403 227,808 244,239 263,357 290,743 331,984 362,465 388,651 409,983 448,330
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
Cobriza2-Machahuay 42,5 0,218 0,233 0,190 0,210 0,250 0,402 0,392 0,336 0,378 0,481 0,442
Machahuay-Huanta 42,5 8,988 10,003 4,667 4,085 3,882 9,072 18,783 15,754 16,194 18,872 15,776
Huanta-Mollepata 42,5 53,925 23,870 51,002 52,320 53,940 65,269 106,673 110,952 106,117 103,487 110,422
Mollepata-Cangallo 40,6 2,306 3,096 4,248 5,538 7,144 8,512 9,850 12,361 14,930 17,995 21,860
Mollepata-San Francisco 35,9 117,538 133,511 148,517 168,324 191,702 208,471 222,803 253,105 286,455 321,338 366,023
Mollepata-Ayacucho 42,5 73,023 103,938 115,752 127,651 141,408 150,045 155,932 175,150 193,460 204,801 227,288
SISTEMA ELÉCTRICO AYACUCHO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Friaspata-Mollepata 250,0 14,367 15,144 16,954 17,752 18,634 19,842 21,314 22,458 23,341 23,965 25,231
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
Cobriza2-Machahuay 42,5 5,297 5,478 4,946 5,193 5,663 7,172 7,097 6,565 6,961 7,850 7,530
Machahuay-Huanta 42,5 6,543 6,846 5,038 4,753 4,590 6,609 9,050 8,381 8,519 9,151 8,458
Huanta-Mollepata 42,5 20,716 13,875 20,158 20,414 20,725 22,806 29,062 29,633 28,959 28,575 29,519
Mollepata-Cangallo 40,6 2,814 3,065 3,390 3,713 4,072 4,352 4,607 5,048 5,458 5,908 6,425
Mollepata-San Francisco 35,9 11,865 12,645 13,337 14,199 15,153 15,801 16,336 17,411 18,523 19,618 20,938
Mollepata-Ayacucho 42,5 54,777 65,345 68,957 72,413 76,214 78,507 80,032 84,819 89,140 91,713 96,615
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)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 18
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
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 19
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
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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
Mantaro-Der.Huancayoccasa 11,1 4,146 4,485 4,839 5,132 5,511 5,904 6,395 6,821 7,352 7,903 8,380
Der.Huanc-Huancayoccasa 11,1 0,079 0,085 0,091 0,098 0,105 0,112 0,122 0,130 0,138 0,150 0,159
Der.Huan-Tablachaca 11,1 4,014 4,353 4,707 4,951 5,329 5,722 6,131 6,554 7,142 7,602 8,076
SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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
Mantaro-Der.Huancayoccasa 11,1 12,337 12,831 13,326 13,722 14,219 14,718 15,316 15,817 16,420 17,024 17,529
Der.Huanc-Huancayoccasa 11,1 5,243 5,441 5,638 5,836 6,034 6,232 6,530 6,730 6,931 7,231 7,432
Der.Huan-Tablachaca 11,1 7,289 7,587 7,886 8,085 8,385 8,686 8,988 9,290 9,694 9,998 10,303
SISTEMA ELÉCTRICO PAMPAS / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 20
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.
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 21
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 22
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Huancavelica-Ingenio 41,6 431,822 439,056 446,412 445,644 453,463 463,013 471,113 480,265 486,966 496,463 507,918
Ingenio-Caudalosa 41,6 259,583 261,216 262,091 261,184 262,826 264,617 265,538 267,337 267,289 269,144 271,187
Ingenio-Rumichaca 11,4 63,341 67,899 73,326 71,965 77,122 83,190 89,497 96,113 102,824 110,027 118,415
SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Huancavelica-Ingenio 41,6 35,517 35,814 36,113 36,076 36,391 36,773 37,093 37,452 37,711 38,077 38,514
Ingenio-Caudalosa 41,6 19,350 19,412 19,445 19,411 19,473 19,540 19,575 19,642 19,635 19,705 19,780
Ingenio-Rumichaca 11,4 20,961 21,701 22,550 22,333 23,118 24,009 24,901 25,804 26,688 27,606 28,637
SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAVELICA / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 23
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
EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 24
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.
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 25
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
tr2
hu
aris
ca
_T
1
-2
tr2
ch
up
ac
_T
1
2,26 MW
0,83 Mvar
38,00 %
-2,25 MW
-0,74 ..
38,00 %
-2
tr2
pq
ind
_T
3
0
tr2
pq
ind
_T
2
0
lne
DC
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P-C
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6,92 MW
2,64 Mvar
17,16 %
-6,91 MW
-2,65 ..
17,16 %
lne
DS
AL
ES
-S
AL
ES
(1
)
4,27 MW
-1,83 ..
10,89 %
-4,26 MW
1,82 Mvar
10,89 %
lne
DS
AL
ES
-S
AL
ES
20,03 ..
11,18 ..
53,64 %
-19,98..
-11,11..
53,64 %
lne SALES_PQIND_81(1)
12
,16
..
8,7
6 M
va
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34
,92
%
-12,09..
-8,69 ..
34,92 %
lne HUAY _SALES_81(1)
-12
,16
..
-8,7
6 .
.
34
,84
%
tr2
hu
ay
u2
_T
2
3,10 MW
1,25 Mvar
66,28 %
-3,08 MW
-1,06 ..
66,28 %
1
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
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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
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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
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0,90 MW
0,32 Mvar
18,71 %
-0,90 MW
-0,30 ..
18,71 %
-2
JA
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4,79 MW
3,34 Mvar
39,91 %
-4,79 MW
-3,10 ..
39,91 %
7
SA
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CIA
NO
S 3
19,31 ..
7,29 Mvar
66,75 %
-19,31..
-6,09 ..
66,75 %
0
CO
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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..
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79,69 %
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5,19 MW
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0,59 MW
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0,33 Mvar
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0,37 MW
0,12 Mvar
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0,01 MW
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0,30 Mvar
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0,37 MW
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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
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4,42 %
Lne Comas-Matapa_L6069A
1,41 MW
0,38 Mvar
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15,67 %
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Lne Huarisca-ChalaNuev a_L6075
1,48 MW
0,36 Mvar
11,46 %
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11,46 %
Lne Chupaca-Huarisca_L6074
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Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 26
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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
Huayucachi-Salecianos 2 42,6 23,267 16,883 21,554 19,688 20,465 20,122 20,648 21,226 22,580 20,591 21,424
Salecianos-Parque Industrial 2 42,6 4,683 5,598 3,854 6,921 7,003 7,096 7,379 7,643 7,898 10,481 10,919
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-Parque Industrial 2 42,6 13,162 11,230 14,743 19,541 20,208 21,778 22,647 23,809 24,598 21,385 22,339
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Huayucachi-Chilca 56,6 53,722 89,896 114,713 103,975 105,524 115,405 122,871 128,303 138,335 129,259 138,827
Chilca-HuancayoEste 56,6 84,137 35,604 53,439 43,405 46,927 45,167 47,538 48,675 53,084 43,229 45,864
Huayucachi-Salecianos 1 42,6 93,441 41,085 95,214 69,468 74,201 63,175 66,456 66,632 78,531 49,103 52,231
Salecianos-Parque Industrial 1 42,6 72,896 32,166 74,282 54,345 58,025 49,411 51,960 52,090 61,363 38,475 40,908
Huayucachi-Salecianos 2 42,6 221,370 116,768 192,581 159,421 173,032 170,111 179,736 187,975 212,281 173,890 189,507
Salecianos-Parque Industrial 2 42,6 7,191 10,186 4,909 15,762 16,236 16,927 18,380 19,519 20,864 35,955 39,333
Parque Industriall-HuancayoEste 56,6 13,849 27,759 18,927 32,551 32,316 35,040 36,096 37,002 38,112 50,334 52,946
Orcotuna-Parque Industrial 1 56,6 152,887 110,117 194,561 337,734 363,224 427,187 463,999 507,250 542,175 400,481 440,353
Orcotuna-Parque Industrial 2 42,6 216,603 156,010 275,645 478,486 514,600 605,220 657,373 718,649 768,130 567,384 623,872
Orcotuna-Concepción 42,6 7,876 8,448 9,232 9,758 10,614 11,254 12,224 13,089 14,231 15,365 16,783
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
Parque Industrial-Chupaca 13,4 74,574 117,488 138,868 148,231 157,688 169,077 186,391 200,875 219,904 230,221 254,721
Chupaca-Huarisca 13,4 4,874 5,180 6,420 6,950 7,468 8,225 9,357 10,242 11,338 12,153 13,722
Huarisca-Chala Nueva 13,4 4,082 4,286 5,362 5,779 6,183 6,859 7,898 8,555 9,531 10,204 11,523
Chala Nueva-Machu 19,4 4,132 4,322 5,373 5,823 6,260 6,902 7,962 8,722 9,663 10,356 11,707
Huayucachi1-Huayucachi2 5,9 8,434 9,271 10,273 2,788 3,084 3,464 3,846 4,200 4,444 4,829 5,358
Huayucachi1-Huayucachi2 2 5,9 - - - 2,788 3,084 3,464 3,846 4,200 4,444 4,829 5,358
SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 27
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Huayucachi-Chilca 56,6 31,039 40,136 45,337 43,166 43,486 45,473 46,920 47,945 49,784 48,123 49,872
Chilca-HuancayoEste 56,6 31,140 20,277 24,831 22,391 23,278 22,836 23,425 23,703 24,752 22,342 23,011
Huayucachi-Salecianos 1 42,6 34,826 23,116 35,155 30,051 31,055 28,656 29,388 29,426 31,941 25,277 26,066
Salecianos-Parque Industrial 1 42,6 34,907 23,206 35,238 30,158 31,160 28,756 29,485 29,522 32,038 25,384 26,173
Huayucachi-Salecianos 2 42,6 53,568 38,918 49,967 45,474 47,373 46,969 48,276 49,368 52,461 47,487 49,571
Salecianos-Parque Industrial 2 42,6 10,979 13,050 9,104 16,250 16,490 16,823 17,531 18,061 18,676 24,496 25,619
Parque Industriall-HuancayoEste 56,6 9,595 13,530 11,202 14,670 14,619 15,205 15,431 15,620 15,858 18,219 18,686
Orcotuna-Parque Industrial 1 56,6 30,840 26,172 34,792 45,826 47,526 51,553 53,727 56,178 58,076 49,912 52,338
Orcotuna-Parque Industrial 2 42,6 30,911 26,246 34,859 45,927 47,624 51,628 53,806 56,264 58,166 49,993 52,418
Orcotuna-Concepción 42,6 17,157 17,769 18,575 19,096 19,917 20,507 21,372 22,115 23,059 23,960 25,040
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
Parque Industrial-Chupaca 13,4 44,774 56,193 61,089 63,115 65,096 67,405 70,771 73,469 76,869 78,651 82,729
Chupaca-Huarisca 13,4 9,581 9,877 10,995 11,439 11,858 12,444 13,272 13,885 14,608 15,124 16,069
Huarisca-Chala Nueva 13,4 6,825 6,994 7,822 8,119 8,399 8,845 9,490 9,876 10,423 10,784 11,459
Chala Nueva-Machu 19,4 3,458 3,535 3,928 4,086 4,234 4,442 4,764 4,982 5,239 5,423 5,759
Huayucachi1-Huayucachi2 5,9 90,034 94,396 99,367 51,766 54,445 57,704 60,800 63,539 65,356 68,128 71,765
Huayucachi1-Huayucachi2 2 5,9 - - - 51,766 54,445 57,704 60,800 63,539 65,356 68,128 71,765
SISTEMA ELÉCTRICO HUANCAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 28
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.
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 29
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 30
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 %
Lne Huasahuasi1-Huasahuasi2
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
Lne Puntay acu-Chanchamay o
-11,03..
-3,54 ..
33,70 %
11,22 ..
3,64 Mvar
33,70 %
Lne DCarpapata-Puntay acu
5,0
7 M
W
-4,1
9 .
.
19
,15
%
-5,02 MW
4,12 Mvar
19,15 %
Lne Tarma-DCarpapata
-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
Lne Condorcocha-Carpapata
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
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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-Huasahuasi 2 35,3 8,469 8,315 8,150 7,998 7,816 7,550 7,352 7,152 6,953 6,760 6,578
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Yanango-Nueva Yanango 152,4 1,520 1,492 1,468 1,445 1,422 1,520 1,489 1,461 1,434 1,411 1,391
Tarma-Der.Huasahuasi 58,7 39,364 42,213 45,538 48,849 53,133 56,347 61,382 67,035 73,368 80,449 88,350
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 3,903 4,187 4,519 4,850 5,278 5,606 6,110 6,676 7,310 8,020 8,812
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 2 35,3 6,992 6,742 6,489 6,259 5,990 5,589 5,311 5,038 4,774 4,525 4,297
Der.Huasahuasi-Nueva Yanango 35,3 83,380 80,360 77,299 74,518 71,263 66,465 63,109 59,800 56,601 53,583 50,818
Nueva Yanango-Puntayacu 35,3 0,593 0,277 0,075 0,000 0,083 1,807 1,134 0,590 0,208 0,023 0,076
Puntayacu-Chanchamayo 35,3 145,533 140,861 134,867 128,780 122,227 218,217 211,823 205,199 198,371 191,367 183,843
SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 31
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Yanango-Nueva Yanango 152,4 6,297 5,886 5,504 5,126 4,708 6,300 5,857 5,402 4,945 4,500 4,077
Tarma-Der.Huasahuasi 58,7 11,200 11,595 12,040 12,466 12,997 13,375 13,956 14,581 15,249 15,964 16,725
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 18,268 18,922 19,658 20,365 21,245 21,893 22,856 23,891 25,000 26,185 27,448
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 2 35,3 24,452 24,011 23,556 23,135 22,632 21,862 21,313 20,758 20,207 19,674 19,174
Der.Huasahuasi-Nueva Yanango 35,3 24,440 23,998 23,542 23,121 22,617 21,847 21,297 20,740 20,189 19,654 19,153
Nueva Yanango-Puntayacu 35,3 4,113 2,814 1,463 0,109 1,542 7,174 5,685 4,105 2,445 0,836 1,499
Puntayacu-Chanchamayo 35,3 29,984 29,506 28,876 28,221 27,498 36,701 36,162 35,595 35,002 34,382 33,704
SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 32
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 %
Lne Huasahuasi1-Huasahuasi2
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
Lne Puntay acu-Chanchamay o
Lne DCarpapata-Puntay acu
8,7
0 M
W
2,8
2 M
va
r
26
,33
%
-8,58 MW
-2,82 ..
26,33 %
Lne Tarma-DCarpapata
-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
Lne Condorcocha-Carpapata
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 33
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 %
Lne Huasahuasi1-Huasahuasi2
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
Lne Puntay acu-Chanchamay o
Lne DCarpapata-Puntay acu
11
,71
..
3,9
1 M
va
r
35
,31
%
-11,49..
-3,78 ..
35,31 %
Lne Tarma-DCarpapata
-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
Lne Condorcocha-Carpapata
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
Tarma-Der.Huasahuasi 43,1 6,482 6,347 6,238 6,106 5,999 5,867 5,778 5,708 5,665 5,655 5,635
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 6,489 6,360 6,251 6,126 6,018 5,894 5,803 5,731 5,683 5,667 5,649
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 2 35,3 9,336 9,568 9,820 10,075 10,375 10,687 11,036 11,410 11,810 12,236 12,681
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Condorcocha-Tarma. 43,1 29,354 30,581 33,538 35,572 39,817 39,836 45,457 52,265 60,457 70,262 79,184
Tarma-Der.Huasahuasi 43,1 73,561 69,334 67,345 63,463 61,656 58,090 56,744 55,809 55,411 55,701 54,564
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 7,577 7,152 6,955 6,565 6,386 6,029 5,898 5,809 5,775 5,811 5,702
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 2 35,3 15,751 16,253 17,246 17,842 19,080 19,928 21,449 23,163 25,097 27,280 28,942
Der.Huasahuasi-Puntayacu 25,9 237,121 244,675 259,589 268,553 287,152 299,915 322,754 348,515 377,566 410,346 435,323
Puntayacu-Chanchamayo 25,9
La Virgen-Chanchamayo 25,9 140,238 134,050 127,479 120,816 113,589 207,154 200,001 192,560 184,855 176,910 168,366
SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 34
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Condorcocha-Tarma. 43,1 14,961 15,268 15,983 16,457 17,404 17,406 18,585 19,919 21,414 23,077 24,491
Tarma-Der.Huasahuasi 43,1 15,309 14,873 14,666 14,248 14,053 13,654 13,505 13,402 13,363 13,404 13,276
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 1 35,3 25,455 24,731 24,388 23,695 23,372 22,710 22,462 22,293 22,227 22,297 22,086
Der.Huasahuasi-Huasahuasi 2 35,3 36,694 37,274 38,395 39,053 40,385 41,273 42,818 44,497 46,317 48,289 49,738
Der.Huasahuasi-Puntayacu 25,9 36,812 37,393 38,514 39,173 40,505 41,394 42,939 44,617 46,437 48,408 49,858
Puntayacu-Chanchamayo 25,9
La Virgen-Chanchamayo 25,9 28,674 28,035 27,340 26,617 25,809 34,827 34,220 33,577 32,899 32,184 31,397
SISTEMA ELÉCTRICO TARMA-CHANCHAMAYO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 35
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
EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES
Yaupi
Oxapampa
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 36
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 37
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
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 38
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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
Oxapampa-Villa Rica 56,6 235,691 204,414 37,953 42,389 47,678 50,955 57,268 64,711 73,088 80,718 89,594
Villa Rica-Puerto Bermudez 40,6 82,516 84,880 91,978 100,861 111,606 117,090 129,365 143,886 159,995 174,133 190,904
Villa Rica-Pichanaki 56,6 233,916 179,380 - - - - - - - - -
Pichanaki-Satipo 40,6 98,777 52,948 88,379 101,586 117,544 132,535 153,340 177,040 204,011 235,918 272,223
Satipo-Chalhuamayo 7,7 46,445 42,659 42,180 42,359 43,573 42,895 42,129 42,379 42,651 42,951 43,279
Tulumayo-Satipo 152,4 - - 62,383 65,470 69,153 73,356 78,306 83,963 90,420 97,919 106,495
Satipo-Chalhuamayo 56,6 - - 13,767 15,570 17,642 19,573 22,224 25,241 28,576 32,457 36,744
SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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
Oxapampa-Villa Rica 56,6 29,882 27,828 11,992 12,677 13,448 13,904 14,740 15,671 16,654 17,502 18,439
Villa Rica-Puerto Bermudez 40,6 12,498 12,671 13,200 13,834 14,562 14,924 15,685 16,548 17,446 18,202 19,060
Villa Rica-Pichanaki 56,6 19,616 17,209 - - - - - - - - -
Pichanaki-Satipo 40,6 17,054 12,585 16,077 17,222 18,510 19,643 21,113 22,671 24,321 26,137 28,061
Satipo-Chalhuamayo 7,7 26,054 24,970 24,829 24,882 25,236 25,039 24,814 24,888 24,968 25,055 25,151
Tulumayo-Satipo 152,4 - - 11,400 12,238 13,158 14,122 15,184 16,303 17,487 18,762 20,115
Satipo-Chalhuamayo 56,6 - - 8,339 8,865 9,434 9,934 10,582 11,274 11,993 12,778 13,592
SISTEMA ELÉCTRICO YAUPI-OXAPAMPA / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 39
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
EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES
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.
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 40
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 41
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.
PARAGSHA2-220220,00 kV
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
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69
0,8
7 M
W
0,2
9 M
va
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-1,34 MW
-0,49 ..
5,41 %
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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
64,67 %
-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
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 42
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.
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Paragsha-Der.Milpo 26,8 43,949 49,684 53,336 57,646 61,356 65,806 71,562 77,909 84,349 92,069 100,663
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)
Línea de Transmisión MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Paragsha-Der.Milpo 26,8 91,574 97,365 100,879 104,876 108,197 112,053 116,850 121,922 126,860 132,538 138,586
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 (%)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 43
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
EQUIPAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES
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.
PARAGSHA2-220220,00 kV
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 44
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.
PARAGSHA2-220220,00 kV
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
Tingo Maria-Huanuco 44,9 473,305 485,424 260,876 263,211 265,801 267,619 270,796 274,120 277,960 282,011 286,462
Paragsha 2-Huanuco 44,9 138,114 160,373 344,864 351,053 356,137 299,193 306,023 313,309 320,851 329,239 338,301
Tingo Maria-Aucayacu 44,9 84,212 85,516 85,255 86,065 86,964 87,265 88,354 89,378 90,583 91,808 93,138
Aucayacu-Tocache 44,9 105,291 106,321 104,735 104,843 104,961 104,281 104,418 104,557 104,712 104,874 105,049
Vizcarra-Huallanca 149,8 0,177 0,186 0,431 0,425 0,420 0,414 0,409 0,403 0,397 0,392 0,387
Huallanca-La Union 35,3 15,750 18,083 502,779 493,067 483,140 472,551 461,883 450,726 439,146 427,571 415,696
SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / PÉRDIDAS DE POTENCIA EN LÍNEAS (kW)
SE / TENSIÓN 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Tingo Maria-Huanuco 44,9 52,626 53,442 37,021 37,206 37,410 37,520 37,769 38,027 38,323 38,634 38,973
Paragsha 2-Huanuco 44,9 35,536 37,583 54,138 54,604 54,962 49,688 50,248 50,839 51,434 52,098 52,807
Tingo Maria-Aucayacu 44,9 37,510 37,769 37,711 37,869 38,044 38,076 38,286 38,483 38,713 38,946 39,198
Aucayacu-Tocache 44,9 29,692 29,818 29,624 29,637 29,652 29,511 29,528 29,545 29,565 29,585 29,606
Vizcarra-Huallanca 149,8 6,507 6,658 10,157 10,092 10,028 9,960 9,894 9,827 9,760 9,696 9,634
Huallanca-La Union 35,3 8,868 9,494 49,615 49,138 48,646 48,115 47,574 47,002 46,401 45,792 45,159
SISTEMA ELÉCTRICO HUÁNUCO / NIVEL DE CARGA EN LÍNEAS (%)
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 45
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.
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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)
Transformador MVA 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
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 (%)
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VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 46
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.
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VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 47
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.
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VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 48
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
SET AT CONSTITUCION CONSTI-3 248 291.29 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-4 267 410.35 2 989.11 5 760.74
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
SET AT/MT CHILCA CHILCA-8 16 304.76 182.25 351.25
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 AT/MT SATIPO SATIPO-4 264 562.02 3 646.14 7 026.99
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-3 251 800.02 3 470.25 6 688.02
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 MAT/MT ATALAYA ATALAY-2 399 004.28 5 498.99 10 597.89
SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-3 711 570.71 9 806.71 18 899.91
SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-4 87 198.87 1 201.76 2 316.08
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-1 366 570.59 5 052.00 9 736.42
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-2 565 704.85 7 796.42 15 025.60
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-3 296 462.65 4 085.78 7 874.30
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-4 79 720.72 1 098.69 2 117.45
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
CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -
INCREMENTAL DE 5 SETS
CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -
INCREMENTAL DE 1 SETS
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VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 49
10.4. COSTO INCREMENTAL EN TELECOMUNICACIONES
El costo incremental de telecomunicaciones en la alternativa desarrollada es el que se muestra en la Tabla 2.
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VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 50
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
SET AT CONSTITUCION CONSTI-2 248 291.29 3 003.72 6 583.35
SET AT CONSTITUCION CONSTI-3 248 291.29 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-2 331 384.32 1 427.66 3 129.04
SET AT/MT CHILCA CHILCA-3 1 028 543.60 4 431.14 9 711.86
SET AT/MT CHILCA CHILCA-4 267 410.35 1 152.05 2 524.98
SET AT/MT CHILCA CHILCA-5 50 158.21 216.09 473.61
SET AT/MT CHILCA CHILCA-6 16 304.76 70.24 153.96
SET AT/MT CHILCA CHILCA-7 50 158.21 216.09 473.61
SET AT/MT CHILCA CHILCA-8 16 304.76 70.24 153.96
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-2 424 828.49 7 005.98 5 700.32
SET AT/MT SATIPO SATIPO-3 1 572 787.22 25 937.33 21 103.55
SET AT/MT SATIPO SATIPO-4 264 562.02 4 362.98 3 549.88
SET CHALHUAMAYO CHALHU-1 311 346.08 5 134.51 4 177.62
SET CHALHUAMAYO CHALHU-2 1 086 138.20 17 911.85 14 573.73
SET CHALHUAMAYO CHALHU-3 251 800.02 4 152.51 3 378.64
SET CHALHUAMAYO CHALHU-4 52 324.46 862.90 702.09
SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-1 417 715.51 6 888.68 5 604.88
SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-2 399 004.28 6 580.11 5 353.81
SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-3 711 570.71 11 734.74 9 547.81
SET MAT/MT ATALAYA ATALAY-4 87 198.87 1 438.02 1 170.03
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-1 366 570.59 6 045.23 4 918.62
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-2 565 704.85 9 329.22 7 590.59
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-3 296 462.65 4 889.06 3 977.92
SET AT/MT MAZAMARI MAZAMA-4 79 720.72 1 314.70 1 069.69
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
SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-3 53 249.15 878.15 714.49
SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO NHUANU-4 8 362.70 137.91 112.21
SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES -
INCREMENTAL DE EMPRESA MEDIANA - 1 SETS
SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES -
INCREMENTAL DE EMPRESA MEDIANA - 1 SETS
SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES -
INCREMENTAL DE EMPRESA MEDIANA - 5 SETS
COSTO MÓDULO INCREMENTAL
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
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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.
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 52
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
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
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
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 53
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
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
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
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
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
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
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:
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 54
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 55
Año Titular Elemento Elemento Instalación Estándar Inversión
(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
Celda Transformador CE-023SIR3C1ESBTR1 56 990
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
Celda Transformador CE-010SIR3C1ESBTR1 38 809
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 10 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO
Celda Alimentador CE-010SIR3C1ESBAL1 48 903
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
Celda Alimentador CE-023SIR3C1ESBAL1 65 240
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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 56
Año Titular Elemento Elemento Instalación Estándar Inversión
(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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 57
Año Titular Elemento Elemento Instalación Estándar Inversión
(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
Estudio Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 - ELECTROCENTRO S.A.
VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 58
Año Titular Elemento Elemento Instalación Estándar Inversión
(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 CELDA DE ALIMENTADOR 10 kV SET MAT/MT NUEVA HUÁNUCO
Celda Alimentador CE-010SIR3C1ESBAL1 48 903
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