Empresa de Distribución Eléctrica Hidrandina S.A.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021
DEL ÁREA DE DEMANDA 3
VOLUMEN III
DETERMINACIÓN DEL SER
MAYO 2015
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 2
INDICE
I. DETERMINACIÓN DEL SER ......................................................................................... 3
II. DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE TRANSMISIÓN EXISTENTES ......... 6
1. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ ............................ 8
2. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA .................... 13
3. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE ...................... 17
4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD ................... 23
5. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO TRUJILLO ......................... 26
III. DESARROLLO DE LA PLANIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PARA ATENDER EL CRECIMIENTO ESPACIAL DE LA DEMANDA: UBICACIÓN DE NUEVAS SETS Y TRASPASOS DE CARGA ENTRE LAS SETS EXISTENTES Y NUEVAS ............................ 34
1. OBJETIVO ............................................................................................................................. 34
2. MAPAS DE DENSIDAD DE CARGA ........................................................................................ 34
3. ÁREAS URBANAS .................................................................................................................. 40
4. NECESIDAD DE NUEVA SETS ................................................................................................ 44
5. NUEVAS SETS Y DISTRIBUCIÓN DE CARGA ENTRE LAS SETS EXISTENTES Y NUEVAS .......... 57
6. NUEVAS SETS EN ÁREAS RURALES ....................................................................................... 71
IV. PLANIFICACIÓN PARA ATENDER LAS NECESIDADES DE CAPACIDAD EN SETS AT/MT ................................................................................................................................. 76
1. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ .......................... 76
2. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA .................... 80
3. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE ...................... 81
4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD ................... 83
5. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO TRUJILLO ......................... 85
6. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - HUARMEY ........................................................... 88
V. PLANIFICACIÓN PARA ATENDER LAS NECESIDADES DE CAPACIDAD EN LÍNEAS, COMPENSACIÓN REACTIVA Y MEJORA DE LA CONFIABILIDAD .............................. 89
1. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ .......................... 89
2. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA .................... 92
3. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE ...................... 98
4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD ................. 101
5. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO TRUJILLO ....................... 106
VI. REPROGRAMACION DE INVERSIONES APROBADAS EN EL PIT 2013-2017 ........... 109
VII. COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO .............. 111
1. ASPECTOS GENERALES....................................................................................................... 111
2. COSTO DE LÍNEAS Y SUBESTACIONES ................................................................................ 111
3. COSTO INCREMENTAL DEL CENTRO DE CONTROL ............................................................ 112
4. COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL ......................................................................................... 113
5. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................................................................... 114
6. PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN 2017-2021....................................................... 114
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I. DETERMINACIÓN DEL SER
Para efectos de los estudios de planeamiento orientados a la determinación del
Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), se seguirá la normativa vigente, correspondiente
a la Resolución OSINERGMIN N° 217-2013-OS/CD “Aprobación de la Norma Tarifas y
Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas
Complementarios de Transmisión”.
Los componentes del SER se clasifican según los siguientes niveles de tensión definidos
en la normativa vigente:
Muy alta tensión (MAT) = 500, 220 y 138 kV,
Alta tensión (AT) = 60 y 33 kV,
Media Tensión (MT) = 10 y 22,9 kV (únicamente para las celdas de los
alimentadores).
Para la determinación del SER correspondiente a los sistemas eléctricos de transmisión
se deben atender las siguientes actividades:
Diagnóstico de los sistemas eléctricos
Realizar un diagnóstico integral de los sistemas eléctricos de transmisión. Para
ello se debe analizar el desempeño de los mismos en los siguientes niveles de
demanda:
o Demanda coincidente con el sistema eléctrico
Se realiza la evaluación del desempeño de las líneas de transmisión MAT
o AT (verificación de sobrecargas) y compensación reactiva (verificación
de niveles de tensión debido a las distancias eléctricas desde los puntos
de suministro hasta los centros de carga).
Esto permitirá obtener las condiciones críticas de transmisión de
potencia de las líneas de transmisión y dimensionarlas correctamente en
el horizonte de planeamiento. Comúnmente se presentan problemas de
convergencia de flujo de potencia para obtener un punto de operación
factible, esto debido que se está sobrepasando el límite de máxima
carga en algunas zonas del sistema.
También se puede evaluar, en forma referencial, las condiciones de
operación en el sistema eléctrico de transformadores MAT/AT/MT o
AT/MT. La comprobación del desempeño de estos transformadores en
condiciones críticas se debe realizar asumiendo la demanda coincidente
con la SET o no coincidente por devanado.
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o Demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado MT)
Se realiza la evaluación del desempeño de los transformadores
MAT/AT/MT o AT/MT (verificación de sobrecargas).
Esto permitirá obtener las mayores solicitaciones de potencia para estos
transformadores y dimensionarlos correctamente en el horizonte de
planeamiento.
Planificación para atender el crecimiento espacial de la demanda
El crecimiento de la demanda espacial impone necesidades de atención del
suministro eléctrico mediante nuevos puntos de alimentación, que no siempre
pueden ser atendidos a partir de nuevos alimentadores MT desde las SETs
MT/AT/MT o AT/MT existentes.
Desde el punto de vista de la distribución eléctrica, no así desde la transmisión
eléctrica, se debe considerar incluir nuevas SETs en las áreas urbanas de las
ciudades con mayor densidad de carga, esto debido a una cuestión de
disminución de las pérdidas eléctricas (menores distancias eléctricas) y
aumento de la confiabilidad del suministro (flexibilidad de la operación al
incorporar nuevos puntos de suministro ante contingencias del sistema).
Las nuevas SETs deben atender, como principio de planificación del desarrollo
en cada sistema eléctrico, que las nuevas SETs se deban desarrollar a partir de
una capacidad óptima determinada para cada sistema eléctrico. Las áreas de
influencia de las SETs con su capacidad óptima deben cubrir el crecimiento
espacial (expansivo) de la demanda dentro del horizonte de planificación.
A partir de la ubicación de las nuevas SETs, se procede a la distribución de la
demanda entre las SETs existentes y nuevas considerando áreas de influencia
determinadas por el método de las mediatrices, dado que las capacidades de
las SETs son las mismas en el horizonte de planificación.
Planificación para atender las necesidades de capacidad en SETs AT/MT
Una vez incorporadas las SETs nuevas, se procede a definir el desarrollo de las
capacidades de las SETs MT/AT/MT o AT/MT existentes y nuevas considerando
la demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado) y las
capacidades óptimas en el horizonte de planificación.
En este desarrollo se puede considerar el traspaso de carga entre las SETs
existentes, entre SETs existentes y nuevas y, en último caso, no se debe incluir
alguna solicitación de carga importante si no se puede atender este suministro
mediante los recursos planificados.
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Para atender integralmente el crecimiento de la demanda y debido a los
tiempos de desarrollo de ampliaciones de las SETs, se puede considerar la
opción de rotación de transformadores desde la reserva de transformadores.
Planificación para atender las necesidades de capacidad en líneas MAT o AT y
compensación reactiva
Una vez definida las capacidades de las SETs MT/AT/MT o AT/MT existentes y
nuevas, se procede a definir el desarrollo de las capacidades de las líneas de
transmisión. En esta tarea se puede aumentar la capacidad de transmisión de
las líneas mediante la repotenciación de las mismas (cambio de sección o
adición de nuevos circuitos), adicionar nuevas líneas desde los puntos de
suministro hasta las nuevas SETs AT/MT, y proponer nuevas líneas para
aumento de la confiabilidad de suministro de los sistemas (anillos).
En este desarrollo puede surgir la necesidad de aumentar el alcance de la
transmisión, debido a que existen centros de carga alejados del sistema de
transmisión. En estos casos se debe considerar el aumento de tensión de zonas
del sistema, por lo que, se implementa la adición de nuevas SETs MAT/AT o
MAT/AT/MT y líneas de transmisión que permitan obtener condiciones de
operación factibles (tensiones adecuadas y atender la solicitación de carga).
Este desarrollo debe considerar la compensación reactiva necesaria para
permitir la flexibilidad de la operación.
En este punto, el desarrollo de nuevas líneas y nuevas SETs para el aumento
del alcance de la transmisión puede definirse mediante alternativas de
planificación, dado que corresponde atender principios de mínimo costo.
Planificación para atender las necesidades de mejora de la confiabilidad
Para a mejora de la confiabilidad, la normativa vigente considera el
cumplimiento del criterio N-1. Con base en una estadística de fallas de los
elementos existentes, se deberá justificar la necesidad de redundancia bajo el
criterio N-1 para la transmisión que atienda una demanda superior a los 30
MW.
Para una continua mejora en los índices de interrupciones se hace necesario
que los sistemas eléctricos consideren adecuaciones como: conversión de
conexiones T a PI en líneas de transmisión, incorporación de interruptores (a
cambio de seccionadores o donde se requiera por atender problemas de
interrupciones), aumento de la reserva de transformadores, entre otros.
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II. DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE TRANSMISIÓN EXISTENTES
PREMISAS:
El análisis del desempeño en estado estacionario de los sistemas eléctricos
comprende la evaluación de la sobrecarga de líneas de transmisión MAT o AT y
transformadores MAT/AT/MT o AT/MT, y verificar la necesidad de compensación
reactiva, esto último para atender las distancias eléctricas desde los puntos de
suministro de conexión al SEIN en MAT o AT hasta los centros de carga.
El desempeño en estado estacionario de los sistemas eléctricos fue evaluado
mediante simulaciones de flujo de potencia usando la base de datos DIgSilent,
publicada en la web del COES, correspondiente al Informe de Diagnóstico 2017-
2024. La información referente a los sistemas eléctricos fue actualizada conforme
a la información técnica recibida de parámetros eléctricos y capacidades de líneas
de transmisión y transformadores de potencia.
Los casos de estudio corresponde a la máxima demanda anual para los años 2014
(año base), 2017 (año intermedio) y 2026 (horizonte de planeamiento). Los
despachos de generación y topología de la red eléctrica en la transmisión principal
provienen del caso de estudio del año 2014, 2017 y 2026 del COES.
La demanda de los años 2014, 2017 y 2026 fue obtenida de los estudios de
demanda del Plan de Inversiones 2017-2021, del formato F-121 (Potencia
Coincidente a Nivel de Sistema Eléctrico).
Los límites operativos de los transformadores y líneas de transmisión provienen de
la información recibida de capacidades de transmisión (operación normal
permanente) y capacidad ONAN/ONAF de transformadores.
Para el año 2017 y 2026 se consideran los proyectos en ejecución, que estarán en
operación en los años 2015 y 2016, como mostrado en los siguientes cuadros.
Cuadro N°1: Ingreso de Líneas de Transmisión.
Tramo Tipo Longitud Tensión
#Aéreo o
SubterráneoKm kV
28/08/2014 Huraz Oeste Huaraz L-6694 1 Aéreo 6.3 60
Previsto Jun-2015 Guadalupe Chepén L-6645 1 Aéreo 13 60
Previsto Nov-2015 Derv. Cajamarca Moyococha XXX 1 Aéreo 6.7 60
Previsto Enero 2016 Chimbote Norte Trapecio XXX 1 Aéreo 10.8 138
Previsto May - 2016 Trujil lo Sur NorOeste XXX 1 Aéreo 13 138
Fecha de ingreso SE Origen SE Destino Código
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Cuadro N°2: Ingresos y Ampliaciones de Subestaciones.
Respecto a la convergencia de los casos de flujo de potencia, se observó lo
siguiente:
o En el año 2014 no fue necesario ajuste de taps ni compensación reactiva
adicional.
o En el año 2017, para lograr convergencia en el sistema eléctrico Cajamarca,
fue necesario realizar el ajuste en taps de algunos transformadores AT/MT y
se conectó compensación reactiva (capacitiva de 7 MVAr) en la barra
Cajabamba 23 kV.
o En el año 2026, para lograr convergencia en los sistemas eléctricos
Cajamarca, Trujillo y Huaraz, fue necesario realizar el ajuste en taps de
algunos transformadores AT/MT y se conectó compensación reactiva
(capacitiva) en las barras Huamachuco 22.9 kV, San Marcos 60 kV, Viru 60 kV
y Pallasca 66 kV. En estos casos, la compensación reactiva adicionada solo
constituye una medida para lograr un punto de operación factible, por lo que,
al adicionar compensación se estaría evidenciando que existen límites de
kV kV kV
12/01/2014 Trapecio 138 13.8Ampliación de la SET Trapecio, se instaló trafo TP-
A048 10/12 MVA ONAN/ONAF
28/08/2014 Huaraz Oeste 138 66 13.8Nueva SET, TP-A049 30/30/10 MVA ONAN;
40/40/13 MVA ONAF
16/11/2014 Trujillo Sur 138 60 10.7Ampliación SET: se instaló Trafo TP-A050
50/20/30 MVA ONAN; 60/24/36 MVA ONAF
16/11/2014 Porvenir 138 24 10.7Ampliación SET: se instaló trafo TP-A051 50/15/45
MVA ONAN; 60/18/54 MVA ONAF
25/01/2015 Sihuas 138 60 22.9Ampliación SET: se instaló trafo TP-A052 12/10/2
MVA ONAN; 15/12/3 MVA ONAF
Previsto Mayo 2015 Casma 138 22.9 10
Ampliación SET: Instalación Trafo de 12/6/7 MVA
ONAN, 15/7.5/8.75 MVA ONAF, de acuerdo al PIT
2013-2017
Previsto Junio-2015 Chepen 60 22.9 10Nueva SET 60/23/10 kV de 25/15/12 MVA ONAN,
30/18/15 MVA ONAF de acuerdo al PIT 2013-2017
Previsto Octubre-2015 Huaca del Sol 58 34 10.5
Nueva SET 58/34/10.5 kV de 25/17/13 MVA
ONAN, 30/20/15 MVA ONAF de acuerdo al PIT
2013-2017
Previsto Nov 2015 Moyococha 60 22.9 10Nueva SET 60/23/10 kV de 25/3/25 MVA ONAN,
30/5/28 MVA ONAF
Previsto Enero 2016 Chimbote Sur 138 22.9 13.8
Ampliación SET: Instalación Transformador de
23/9.5/17 MVA ONAN, 30/12/22 MVA ONAF, de
acuerdo al PIT 2013-2017
Previsto Enero 2016 Nepeña 138 22.9 13.8
Ampliación SET: Instalación Transformador de
12/5/9 MVA ONAN, 15/7/10 MVA ONAF, de
acuerdo al PIT 2013-2017
Previsto Marzo 2016 Santa 138 22.9 13.8
Ampliación SET:Instalación Transformador de
20/10/15 MVA ONAN, 25/13/18 MVA ONAF, de
acuerdo al PIT 2013-2017
Previsto Mayo 2016 Ticapampa 60 22.9 13.8Ampliación SET: Instalación Transformador de 15
MVA de acuerdo al PIT 2013-2017
Previsto Julio 2016 Chimbote Norte 138 22.9 10Ampliación SET: Instalación Transformador de 30
MVA de acuerdo al PIT 2013-2017
Tensión NominalNombreFecha de ingreso Observaciones
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transmisión reducidos que no atienden las demandas del año 2026 en esos
sistemas eléctricos.
1. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ
a. Demanda coincidente con el sistema eléctrico
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra, nivel de
carga en las líneas de transmisión y transformadores de potencia del Sistema Eléctrico
de Transmisión de la Unidad de Negocio Huaraz.
Figura 1: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Huaraz
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
Hu
alla
nca
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8
Hu
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_66
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66
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_66
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6
Pie
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Tica
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pa_
66
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13
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22
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a_1
3.8
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6
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Pal
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3
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6
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an A
yllu
_138
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_220
Sih
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_13
8
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mab
amb
a_2
2.9
Po
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13
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22
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60
Co
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20
Viz
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20
An
tam
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220
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p.u
)
Unidad de Negocio Huaraz
2014 2017 2026
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Figura 2: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Huaraz
Figura 3: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio Huaraz
0
20
40
60
80
100
120
140
L-1
13
1_H
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ca-K
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L-1
13
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L-6
69
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6
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12
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8
Car
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%)
Unidad de Negocio Huaraz
2014 2017 2026
0
50
100
150
200
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TP-6
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%)
Unidad de Negocio Huaraz
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 10
Diagnóstico
Las tensiones en barra del año 2014 están dentro la tolerancia permitida (entre
0.95-1.05 p.u.). En el año 2017 la tensión en la barra Pallasca 66 kV está por
debajo del umbral inferior (0.95 p.u.) debido al aumento de carga en Pallasca 10
kV. En el año 2026 se observan tensiones debajo del umbral inferior (0.95 p.u.) en
las barras de las SETs Caraz, Carhuaz, Huaraz, Huaraz Oeste, Ticapampa, La
Pampa, Pallasca y Huari Huari, esto se debe al incremento de las cargas ubicadas
en líneas radiales.
No existen sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema para los años 2014
y 2017. En el año 2026, la línea 60 kV L-6682 Huallanca-La Pampa presenta una
carga de 105% (capacidad: 16.12 MVA), no obstante, la línea 138 kV L-1127
Huallanca-Huaraz Oeste de propiedad de terceros presenta una carga de 112%
(capacidad: 50 MVA). Se espera que el análisis de la condición N-1, para zonas con
cargas en barra mayores a 30 MW, defina refuerzos en las líneas de transmisión y
aumento del nivel de redundancia.
No existen sobrecargas en transformadores de potencia del sistema para los años
2014 y 2017. En el año 2026, se presentan cargas en los transformadores de las
SETs Huaraz, Caraz y Carhuaz mayores a 150%, el transformador de la SET
Huaraz Oeste presenta una carga de 112%.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 11
b. Demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado MT)
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-202 (Identificación de las SETs Existentes que superan la Capacidad de Diseño) del
Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de Negocio Huaraz.
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 66 4.55 4.91 5.33 5.78 6.25 6.75 7.29 7.86 8.45 9.08 9.74 10.44 11.16
MD (MVA) MV 13.8 4.55 4.91 5.33 5.78 6.25 6.75 7.29 7.86 8.45 9.08 9.74 10.44 11.16
POT. INST. (MVA) HV 66 1977 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 Transformador TP-6010
SET AT/MT CARAZ POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25 6.25
CARAZ - CARHUAZ FACTOR DE USO HV 66 73% 79% 85% 93% 100% 108% 117% 126% 135% 145% 156% 167% 179%
FACTOR DE USO MV 13.8 73% 79% 85% 93% 100% 108% 117% 126% 135% 145% 156% 167% 179%
MD (MVA) HV 66 3.03 4.17 4.45 4.75 5.06 5.40 5.75 6.13 6.53 6.95 7.39 7.86 8.34
MD (MVA) MV 13.8 3.03 4.17 4.45 4.75 5.06 5.40 5.75 6.13 6.53 6.95 7.39 7.86 8.34
POT. INST. (MVA) HV 66 1976 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 Transformador TP-6011
SET AT/MT CARHUAZ POT. INST. (MVA) MV 13.8 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
FACTOR DE USO HV 66 61% 83% 89% 95% 101% 108% 115% 123% 131% 139% 148% 157% 167%
FACTOR DE USO MV 13.8 61% 83% 89% 95% 101% 108% 115% 123% 131% 139% 148% 157% 167%
MD (MVA) HV 138 14.26 17.13 24.46 25.43 26.45 27.53 28.69 29.92 31.21 32.58 34.01 35.51 37.07
MD (MVA) MV 66 14.26 17.13 24.46 25.43 26.45 27.53 28.69 29.92 31.21 32.58 34.01 35.51 37.07 Factor de simultaneidad de 0.65
MD (MVA) LV 13.8
POT. INST. (MVA) HV 138 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 Transformador TP-A049
HUARAZ SET MAT/AT/MT HUARAZ OESTE POT. INST. (MVA) MV 66 2013 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00
FACTOR DE USO HV 138 36% 43% 61% 64% 66% 69% 72% 75% 78% 81% 85% 89% 93%
FACTOR DE USO MV 66 36% 43% 61% 64% 66% 69% 72% 75% 78% 81% 85% 89% 93%
FACTOR DE USO LV 13.8
MD (MVA) HV 66 14.19 15.33 19.81 21.20 22.68 24.23 25.91 27.68 29.55 31.51 33.58 35.74 37.99
MD (MVA) MV 13.8 14.19 15.33 19.81 21.20 22.68 24.23 25.91 27.68 29.55 31.51 33.58 35.74 37.99
MD (MVA) LV 10
POT. INST. (MVA) HV 66 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador TP-6012
SET AT/MT HUARAZ POT. INST. (MVA) MV 13.8 2005 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) LV 10 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67
FACTOR DE USO HV 66 71% 77% 99% 106% 113% 121% 130% 138% 148% 158% 168% 179% 190%
FACTOR DE USO MV 13.8 71% 77% 99% 106% 113% 121% 130% 138% 148% 158% 168% 179% 190%
FACTOR DE USO LV 10
MD (MVA) HV 66 7.75 11.03 17.82 17.91 18.01 18.12 18.23 18.35 18.48 18.61 18.75 18.89 19.04
MD (MVA) MV 22.9 3.10 4.60 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 Solo se atiende ampliación de Minera Lincuna 6 MW.
MD (MVA) LV 13.8 4.65 6.43 4.82 4.91 5.01 5.12 5.23 5.35 5.48 5.61 5.75 5.89 6.04
POT. INST. (MVA) HV 66 9.00 9.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador TP-6030
SET AT/MT TICAPAMPA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 5.00 5.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 2016 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
FACTOR DE USO HV 66 86% 123% 89% 90% 90% 91% 91% 92% 92% 93% 94% 94% 95%
FACTOR DE USO MV 22.9 62% 92% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87%
FACTOR DE USO LV 13.8 66% 92% 69% 70% 72% 73% 75% 76% 78% 80% 82% 84% 86%
POT. INST. (MVA) HV 66 2010 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00
RESERVA SET TICAPAMPA - TP-6030 POT. INST. (MVA) MV 22.9 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 12
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 66 0.34 0.37 0.40 0.43 0.47 0.51 0.55 0.59 0.63 0.68 0.73 0.78 0.83
MD (MVA) MV 13.2 0.34 0.37 0.40 0.43 0.47 0.51 0.55 0.59 0.63 0.68 0.73 0.78 0.83
POT. INST. (MVA) HV 66 1995 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 Transformador TP-6014
PALLASCA SET AT/MT LA PAMPA POT. INST. (MVA) MV 13.2 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
FACTOR DE USO HV 66 9% 9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 20% 21%
FACTOR DE USO MV 13.2 9% 9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 20% 21%
MD (MVA) HV 66 6.96 7.84 8.42 9.04 9.70 10.39 11.13 11.91 12.74 13.61 14.53 15.49 16.48
MD (MVA) MV 22.9 6.88 7.75 8.33 8.94 9.59 10.27 11.00 11.78 12.60 13.46 14.36 15.31 16.29
MD (MVA) LV 10 0.08 0.09 0.09 0.10 0.11 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.17 0.18 0.19
POT. INST. (MVA) HV 66 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 Transformador TP-6015
SET AT/MT PALLASCA TP-6015 POT. INST. (MVA) MV 22.9 1995 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 66 77% 87% 94% 100% 108% 115% 124% 132% 142% 151% 161% 172% 183%
FACTOR DE USO MV 22.9 76% 86% 93% 99% 107% 114% 122% 131% 140% 150% 160% 170% 181%
FACTOR DE USO LV 10 3% 3% 4% 4% 4% 5% 5% 5% 6% 6% 7% 7% 8%
MD (MVA) HV 138 8.52 9.71 10.08 10.47 10.89 11.32 11.79 12.28 12.81 13.36 13.93 14.54 15.17
MD (MVA) MV 60 7.54 8.65 8.93 9.22 9.53 9.86 10.21 10.58 10.98 11.39 11.83 12.28 12.75
MD (MVA) LV 22.9 0.98 1.06 1.15 1.25 1.35 1.46 1.58 1.70 1.83 1.97 2.11 2.26 2.42
POT. INST. (MVA) HV 138 10.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-A045
SIHUAS SET MAT/AT/MT SIHUAS POT. INST. (MVA) MV 60 2003 6.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador nuevo (TP-A052). Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 22.9 2015 5.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
FACTOR DE USO HV 138 85% 65% 67% 70% 73% 75% 79% 82% 85% 89% 93% 97% 101%
FACTOR DE USO MV 60 126% 72% 74% 77% 79% 82% 85% 88% 91% 95% 99% 102% 106%
FACTOR DE USO LV 22.9 20% 35% 38% 42% 45% 49% 53% 57% 61% 66% 70% 75% 81%
MD (MVA) HV 60 1.49 1.60 1.74 1.89 2.04 2.21 2.38 2.57 2.76 2.97 3.18 3.41 3.65
MD (MVA) MV 22.9 1.49 1.60 1.74 1.89 2.04 2.21 2.38 2.57 2.76 2.97 3.18 3.41 3.65
POT. INST. (MVA) HV 60 2003 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 Transformador TP-6023
SET AT/MT POMABAMBA POT. INST. (MVA) MV 22.9 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
FACTOR DE USO HV 60 25% 27% 29% 31% 34% 37% 40% 43% 46% 49% 53% 57% 61%
FACTOR DE USO MV 22.9 25% 27% 29% 31% 34% 37% 40% 43% 46% 49% 53% 57% 61%
MD (MVA) HV 60 6.05 7.04 7.18 7.33 7.49 7.65 7.83 8.02 8.22 8.42 8.64 8.87 9.11
MD (MVA) MV 22.9 5.91 6.89 7.02 7.15 7.29 7.44 7.60 7.77 7.95 8.13 8.33 8.54 8.75
MD (MVA) LV 13.8 0.14 0.16 0.17 0.18 0.20 0.21 0.23 0.25 0.27 0.29 0.31 0.33 0.35
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6012
SET AT/MT HUARI POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 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
POT. INST. (MVA) LV 13.8 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
FACTOR DE USO HV 60 67% 78% 80% 81% 83% 85% 87% 89% 91% 94% 96% 99% 101%
FACTOR DE USO MV 22.9 66% 77% 78% 79% 81% 83% 84% 86% 88% 90% 93% 95% 97%
FACTOR DE USO LV 13.8 5% 5% 6% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 10% 11% 12%
POT. INST. (MVA) HV 138 2003 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
RESERVA SET SIHUAS - 200793 POT. INST. (MVA) MV 60 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
POT. INST. (MVA) LV 23 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 13
Soluciones de planeamiento en los años 2015-2016
Entre el 2015 y 2016 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
AÑO 2015
o Se atiende demanda de Minera Lincuna (total: 6 MW), conectada en 22.9 kV
de la SET Ticapampa. No se atiende demanda minera Yahuarcocha (1.7 MW).
o Entra transformador nuevo en la SET Sihuas, 138/60/22.9 kV, 15/12/3 MVA
ONAF (entró en operación en enero 2015). Transformador existente
138/60/22.9 kV, 10/6/5 MVA ONAF va a la reserva.
AÑO 2016
o Entra transformador nuevo en la SET Ticapampa, 60/22.9/13.8 kV, 20/15/7
MVA ONAF (previsto para Mayo 2016). Transformador existente 60/22.9/13.8
kV, 9/5/7 MVA ONAF va a la reserva.
Diagnóstico
Entre el año 2026 se observan sobrecargas superiores a 50% en los transformadores
de las SETs Caraz, Carhuaz, Huaraz y Pallasca.
2. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra, nivel de
carga en las líneas de transmisión y transformadores de potencia del Sistema Eléctrico
de Transmisión de la Unidad de Negocio Cajamarca.
Figura 4: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Cajamarca
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
Gal
lito
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bla
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bla
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22
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23
San
Mar
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ba_
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10
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yoco
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22
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Mo
yoco
cha_
60
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amar
ca N
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amar
ca N
ort
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0
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22
0
Ten
sió
n (
p.u
)
Unidad de Negocio Cajamarca
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 14
Figura 5: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Cajamarca
Figura 6: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio Cajamarca
Diagnóstico
En el año 2014 las tensiones en las barras de Chilete 60 kV, Cajamarca Barra B 60
kV, San Marcos 22.9 kV y 10 kV están por debajo del umbral inferior (0.95 p.u.)
debido al aumento de carga. En el año 2017, con el ingreso de la SET Moyococha,
la tensión en la barra Chilete 60 kV y Cajamarca Barra B 60 kV mejora dado el
traspaso de carga a la SET Moyococha desde la SET Cajamarca. No obstante,
0
50
100
150
200
250
300
L-6
04
2_G
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%)
Unidad de Negocio Cajamarca
2014 2017 2026
0
50
100
150
200
250
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TP-6
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S
TP-6
016
CELE
ND
ÍN
TP-6
019
CAJA
MA
RCA
TP-B
001
CAJA
MA
RCA
NO
RTE
Tr3
MO
YOCO
CHA
Carg
a (%
)
Unidad de Negocio Cajamarca
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 15
debido al incremento de carga en las SETs de la línea radial hacia Huamachuco, las
tensiones están por debajo del umbral inferior (0.95 p.u.) en las barras Cajamarca
Barra A 60 kV, Celendin 60 kV y 22.9 kV, San Marcos 60 kV, 22.9 kV y 10 kV, y
Cajabamba 60 kV. En el año 2026 la mayoría de las barras tienen tensiones por
debajo del umbral inferior (0.95 p.u.).
No existen sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema para los años 2014
y 2017. En el año 2026, las líneas 60 kV L-6047 San Marcos-Cajabamba
(capacidad: 33.6 MVA), Moyococha-Cajamarca (capacidad: 34.1 MVA) y
Moyococha-Cajamarca Norte (capacidad: 34.1 MVA) presentan cargas mayores a
150%. Se espera que el análisis de la condición N-1, para zonas con cargas en
barra mayores a 30 MW, defina refuerzos en las líneas de transmisión y aumento
del nivel de redundancia.
En el año 2014, se presenta una carga de 104% en el transformador de la SET
Cajamarca. En el año 2017, con el ingreso de la SET Moyococha, el transformador
de la SET Cajamarca reduce su carga a 65%. No obstante, en este año, la carga
del transformador de la SET Cajamarca es de 144%. En el año 2026, el
transformador de la SET Moyococha alcanza una carga de 123% y los
transformadores de las SETs Chilete y Cajabamba tienen una carga mayor a 200%.
b. Demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado MT)
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-202 (Identificación
de las SETs Existentes que superan la Capacidad de Diseño) del Sistema Eléctrico de
Transmisión de la Unidad de Negocio Cajamarca.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 16
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 60 1.71 2.73 3.34 3.51 3.68 3.87 4.08 4.29 4.52 4.76 5.02 5.28 5.56
MD (MVA) MV 22.9 0.98 1.71 1.80 1.97 2.14 2.33 2.54 2.75 2.98 3.22 3.48 3.74 4.02
MD (MVA) LV 10 0.74 1.02 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 Constante en 1.5 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6020
CAJAMARCA - BARRA A SET AT/MT SAN MARCOS POT. INST. (MVA) MV 22.9 1998 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 34% 55% 67% 70% 74% 77% 82% 86% 90% 95% 100% 106% 111%
FACTOR DE USO MV 22.9 20% 34% 36% 39% 43% 47% 51% 55% 60% 64% 70% 75% 80%
FACTOR DE USO LV 10 37% 51% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77%
MD (MVA) HV 60 7.06 9.82 10.46 4.94 5.20 5.46 5.75 6.06 6.39 6.73 7.09 7.47 7.86
MD (MVA) MV 22.9 5.82 8.47 8.60 2.97 3.09 3.22 3.37 3.52 3.67 3.84 4.02 4.20 4.40 Demandas incorporadas de Huamachuco no atendidas.
MD (MVA) LV 10 1.24 1.34 1.85 1.97 2.10 2.24 2.39 2.54 2.71 2.89 3.07 3.26 3.47 Constante en 2.1 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6021
SET AT/MT CAJABAMBA POT. INST. (MVA) MV 22.9 1997 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 78% 109% 116% 55% 58% 61% 64% 67% 71% 75% 79% 83% 87%
FACTOR DE USO MV 22.9 65% 94% 96% 33% 34% 36% 37% 39% 41% 43% 45% 47% 49%
FACTOR DE USO LV 10 50% 54% 74% 79% 84% 90% 95% 102% 108% 115% 123% 131% 139%
Barra HUAMACHUCO MD (MVA) MV 22.9 4.63 6.36 12.0 13.35 13.83 14.33 14.89 15.47 16.09 16.74 17.43 18.15 18.90
MD (MVA) HV 60 2.37 3.41 3.85 4.08 4.33 4.59 4.87 5.17 5.49 5.82 6.17 6.54 6.93
MD (MVA) MV 22.9 2.37 3.41 3.85 4.08 4.33 4.59 4.87 5.17 5.49 5.82 6.17 6.54 6.93
POT. INST. (MVA) HV 60 2003 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 Transformador TP-6016
SET AT/MT CELENDIN POT. INST. (MVA) MV 22.9 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
FACTOR DE USO HV 60 26% 38% 43% 45% 48% 51% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77%
FACTOR DE USO MV 22.9 26% 38% 43% 45% 48% 51% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77%
MD (MVA) HV 60 14.69 15.95 17.29 18.70 20.20 21.82 23.54 25.36 27.28 29.30 31.42 33.64
MD (MVA) MV 22.9
MD (MVA) LV 10 14.69 15.95 17.29 18.70 20.20 21.82 23.54 25.36 27.28 29.30 31.42 33.64 Carga se reparte entre SETs Cajamarca y Moyococha
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 60 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo
SET AT/MT MOYOCOCHA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2015 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
POT. INST. (MVA) LV 10 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00
FACTOR DE USO HV 60 49% 53% 58% 62% 67% 73% 78% 85% 91% 98% 105% 112%
FACTOR DE USO MV 22.9 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
FACTOR DE USO LV 10 52% 57% 62% 67% 72% 78% 84% 91% 97% 105% 112% 120%
MD (MVA) HV 60 1.23 1.33 1.44 1.56 1.69 1.83 1.97 2.13 2.29 2.47 2.65 2.84 3.04
MD (MVA) MV 13.2 0.62 0.67 0.72 0.78 0.85 0.91 0.99 1.07 1.15 1.24 1.33 1.42 1.52
MD (MVA) LV 2.4 0.61 0.66 0.72 0.78 0.84 0.91 0.98 1.06 1.14 1.23 1.32 1.42 1.52
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6024
SET AT/MT TEMBLADERA POT. INST. (MVA) MV 13.2 1995 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
POT. INST. (MVA) LV 2.4 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
FACTOR DE USO HV 60 41% 44% 48% 52% 56% 61% 66% 71% 76% 82% 88% 95% 101%
FACTOR DE USO MV 13.2 41% 44% 48% 52% 56% 61% 66% 71% 77% 82% 88% 95% 102%
FACTOR DE USO LV 2.4 41% 44% 48% 52% 56% 61% 66% 71% 76% 82% 88% 94% 101%
MD (MVA) HV 60 7.15 8.91 10.51 11.64 12.01 12.41 12.84 13.29 13.77 14.28 14.82 15.38 15.96
CAJAMARCA - BARRA B MD (MVA) MV 22.9 7.15 8.91 10.51 11.64 12.01 12.41 12.84 13.29 13.77 14.28 14.82 15.38 15.96
MD (MVA) LV 10
POT. INST. (MVA) HV 60 1995 9.00 9.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 Transformador TP-6018
SET AT/MT CHILETE POT. INST. (MVA) MV 22.9 2006 9.00 9.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 Transformador rotado de reserva de SET Kiman Ayllu. Transformador existente va a reserva
POT. INST. (MVA) LV 10 2.50 2.50 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
FACTOR DE USO HV 60 79% 99% 58% 65% 67% 69% 71% 74% 77% 79% 82% 85% 89%
FACTOR DE USO MV 22.9 79% 99% 58% 65% 67% 69% 71% 74% 77% 79% 82% 85% 89%
FACTOR DE USO LV 10
MD (MVA) HV 60 27.25 14.69 15.95 17.29 18.70 20.20 21.82 23.54 25.36 27.28 29.30 31.42 33.64
MD (MVA) MV 10 27.25 14.69 15.95 17.29 18.70 20.20 21.82 23.54 25.36 27.28 29.30 31.42 33.64 Demanda se reparte entre SETs Cajamarca y Moyococha
POT. INST. (MVA) HV 60 2008 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 Transformador TP-6019
SET AT/MT CAJAMARCA POT. INST. (MVA) MV 10 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00
FACTOR DE USO HV 60 97% 52% 57% 62% 67% 72% 78% 84% 91% 97% 105% 112% 120%
FACTOR DE USO MV 10 97% 52% 57% 62% 67% 72% 78% 84% 91% 97% 105% 112% 120%
POT. INST. (MVA) HV 60 2006 18.00 18.00
RESERVA SET KIMAN AYLLU - 750108-01 POT. INST. (MVA) MV 22.9 18.00 18.00 Rotado a la SET Chilete
POT. INST. (MVA) LV 7.2 6.00 6.00
POT. INST. (MVA) HV 60 1995 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00
RESERVA SET CHILETE - TP-6018 POT. INST. (MVA) MV 22.9 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00
POT. INST. (MVA) LV 10 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 17
Soluciones de planeamiento en los años 2015-2016
Entre el 2015 y 2016 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
AÑO 2015
o Nueva LT 60 kV Derivación Cajamarca – Moyococha, doble terna, longitud de
6.7 km, AAAC 150 mm2, 34 MVA (previsto para Noviembre 2015).
o Nueva SET Moyococha, transformador nuevo 60/22.9/10 kV 30/5/28 MVA
ONAF. Asume 50% de la carga de la SET Cajamarca (previsto para Noviembre
2015).
AÑO 2016
o Las demandas incorporadas en 22.9 kV, con un total de 6 MVA, no se
atienden en la SET Huamachuco.
o Demanda de la barra 10 kV de la SET San Marcos se mantiene constante en
1.5 MVA. Excedente de demanda se implementa en 22.9 kV.
o Entra transformador rotado en la SET Chilete desde SET Kiman Ayllu,
transformador 60/23/7.2 kV, 18/18/6 MVA ONAF. Transformador existente de
la SET Chilete 60/22.9/10 kV 9/9/2.5 MVA ONAF, va a la reserva.
Diagnóstico
Entre el año 2026 se observan sobrecargas en los transformadores de las SETs San
Marcos y Tembladera (sobrecarga leve), la SET Cajabamba se sobrecarga por el
alimentador que atiende la carga de Huamachuco.
Las SETs Cajamarca y Moyococha presentan carga en conjunto a un valor mayor a
15%, lo que podría determinar la ampliación de capacidad de la SET Cajamarca
(ubicada más próxima al centro urbano).
3. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra, nivel de
carga en las líneas de transmisión y transformadores de potencia del Sistema Eléctrico
de Transmisión de la Unidad de Negocio Chimbote.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 18
Figura 7: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Chimbote
Figura 8: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Chimbote
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
Ch
imb
ote
_22
0
Ch
imb
ote
_13
8
Ch
imb
ote
02
_13
8
Ch
imb
ote
02
_13
.8
Ch
imb
ote
02
_13
.8
San
ta_1
3.8
San
ta_1
38
San
ta_2
2.9
Ch
imb
ote
No
rte
_13
.8
Ch
imb
ote
No
rte
_13
8
Ch
imb
ote
No
rte
_10
Ch
imb
ote
No
rte
_22
.9
Ch
imb
ote
Su
r_1
3.8
Ch
imb
ote
Su
r_1
38
Ch
imb
ote
Su
r_2
2.9
Trap
ecio
_13
.8
Trap
ecio
_13
8
Trap
ecio
_13
.8
Trap
ecio
_7.2
Ne
pe
ña_
13
.8
Ne
pe
ña_
13
8
Ne
pe
ña_
22
.9
San
Jac
into
_13
.8
San
Jac
into
_13
8
Cas
ma_
13
8
Cas
ma_
10
Cas
ma_
22
.9
Hu
arm
ey_
10
Hu
arm
ey_
23
Hu
arm
ey_
66
Pu
ert
o A
nta
min
a_6
6
Ten
sió
n (
p.u
)
Unidad de Negocio Chimbote
2014 2017 2026
0
20
40
60
80
100
120
140
L-1
10
8 _
Ch
imb
ote
No
rte-
Ch
imb
ote
_13
8
L-1
11
1_C
him
bo
te S
ur-
Ch
imb
ote
_13
8
L-1
11
2_C
him
bo
te S
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Nep
eñ
a_13
8
L-1
11
3_N
epeñ
a-C
asm
a_13
8
L-1
11
4_N
epeñ
a-Sa
n J
acin
to_1
38
L-1
11
6_C
him
bo
te-S
anta
_13
8
L-6
65
5_P
aram
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ga-S
E 9
Oct
ub
re_1
38
L-6
67
1_H
uar
mey
-SE
9O
ctu
bre
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8
L_C
him
bo
te N
ort
e-Tr
apec
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38
L-1
12
9_C
him
bo
te S
ur-
Trap
ecio
_138
Car
ga (
%)
Unidad de Negocio Chimbote
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 19
Figura 9: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio Chimbote
Diagnóstico
Las tensiones en barra de los años 2014 y 2017 están dentro la tolerancia
permitida (entre 0.95-1.05 p.u.). En el año 2026 se observan tensiones levemente
debajo del umbral inferior (0.95 p.u.) en las barras de las SETs Chimbote, Santa,
Chimbote Sur, Trapecio y Santa, esto debido al incremento de las cargas ubicadas
en líneas radiales. No obstante, es este caso solo se requeriría el cambio de taps
para mantener la regulación de tensión en estas SETs.
No existen sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema para los años 2014,
2017 y 2026. Se observa la disminución de la carga en las líneas 138 kV L-1111
Chimbote Sur-Chimbote y L-1129 Chimbote Sur-Trapecio debido al ingreso de la
nueva línea 138 kV Chimbote Norte-Trapecio.
No existen sobrecargas en transformadores de potencia del sistema para los años
2014 y 2017. En el año 2026, se presentan cargas en los transformadores de las
SETs Chimbote Norte y Santa alrededor de 115%, y los transformadores de la SETs
Pallasca y Trapecio (TP-A048) tienen una carga mayor a 180%.
b. Demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado MT)
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-202 (Identificación
de las SETs Existentes que superan la Capacidad de Diseño) del Sistema Eléctrico de
Transmisión de la Unidad de Negocio Chimbote.
0
50
100
150
200
250
TP-A
04
3 C
HIM
BO
TE 2
TP-A
04
2 C
HIM
BO
TE 2
TP-A
00
1 C
HIM
BO
TE N
OR
TE
Tr3
CH
IMB
NO
RTE
TP-A
00
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TP-A
04
8 TR
AP
ECIO
Car
ga (
%)
Unidad de Negocio Chimbote
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 20
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 132 13.40 15.12 16.90 17.78 18.70 19.68 20.74 21.86 23.05 24.29 25.60 26.97 28.40
MD (MVA) MV 22.9 0.00 0.87 1.80 2.77 3.83 4.96 6.14 7.39 8.70 10.07 11.49
MD (MVA) LV 13.8 13.40 15.12 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 Constante en 17 MVA en 13.8 kV, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 132 1975 33.33 33.33 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador TP-A008
SET MAT/MT SANTA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2016 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 33.33 33.33 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
CHIMBOTE FACTOR DE USO HV 132 40% 45% 68% 71% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102% 108% 114%
FACTOR DE USO MV 22.9 7% 14% 21% 29% 38% 47% 57% 67% 77% 88%
FACTOR DE USO LV 13.8 40% 45% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94%
RESERVA SET SANTA - TP-A008 POT. INST. (MVA) HV 132 1975 33.33
POT. INST. (MVA) MV 13.8 33.33 Baja por obsolescencia.
MD (MVA) HV 138 34.58 34.68 34.80 34.92 35.05 35.19 35.34 35.50 35.67 35.85 36.04 36.23 36.44
MD (MVA) MV 13.8 34.58 34.68 34.80 34.92 35.05 35.19 35.34 35.50 35.67 35.85 36.04 36.23 36.44
POT. INST. (MVA) HV 138 1972 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A042
SET MAT/MT CHIMBOTE 02 POT. INST. (MVA) MV 13.8 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00
FACTOR DE USO HV 138 58% 58% 58% 58% 58% 59% 59% 59% 59% 60% 60% 60% 61%
FACTOR DE USO MV 13.8 58% 58% 58% 58% 58% 59% 59% 59% 59% 60% 60% 60% 61%
MD (MVA) HV 138 33.58 33.92 34.34 34.78 35.25 35.74 36.28 36.84 37.44 38.07 38.74 39.43 40.15
MD (MVA) MV 13.8 33.58 33.92 34.34 34.78 35.25 35.74 36.28 36.84 37.44 38.07 38.74 39.43 40.15
POT. INST. (MVA) HV 138 1960 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A043
SET MAT/MT CHIMBOTE 02 POT. INST. (MVA) MV 13.8 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00
FACTOR DE USO HV 138 56% 57% 57% 58% 59% 60% 60% 61% 62% 63% 65% 66% 67%
FACTOR DE USO MV 13.8 56% 57% 57% 58% 59% 60% 60% 61% 62% 63% 65% 66% 67%
MD (MVA) HV 138 23.21 25.37 17.60 19.11 20.07 21.08
MD (MVA) LV 13.8 23.21 25.37 17.60 19.11 20.07 21.08 Se traspasa carga 13.8 kV al transformador nuevo
POT. INST. (MVA) HV 138 1979 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 Transformador TP-A001
SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE POT. INST. (MVA) LV 13.8 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00
FACTOR DE USO HV 138 89% 98% 68% 74% 77% 81%
FACTOR DE USO LV 13.8 89% 98% 68% 74% 77% 81%
MD (MVA) HV 138 11.73 12.74 13.38 14.05 36.98 38.92 40.98 43.14 45.41 47.78 50.25
MD (MVA) MV 22.9 5.87 6.37 6.69 7.03 7.40 7.78 8.20 8.63 9.08 9.56 10.05
MD (MVA) LV 13.8 5.87 6.37 6.69 7.03 29.58 31.14 32.78 34.51 36.33 38.22 40.20 Se atiendo demandas incorporadas y crecimiento en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 138 2016 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo
SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE POT. INST. (MVA) MV 22.9 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
FACTOR DE USO HV 138 39% 42% 45% 47% 123% 130% 137% 144% 151% 159% 167%
FACTOR DE USO MV 22.9 59% 64% 67% 70% 74% 78% 82% 86% 91% 96% 100%
FACTOR DE USO LV 13.8 29% 32% 33% 35% 148% 156% 164% 173% 182% 191% 201%
MD (MVA) HV 138 12.52 13.82 16.57 19.96 21.03 21.94 22.93 23.98 25.09 26.25 27.48 28.76 30.09
MD (MVA) MV 66
MD (MVA) LV 22.9 5.85 7.04 7.42 7.74 8.09 8.46 8.85 9.27 9.70 10.15 10.62 Se reparte carga entre 13.8 kV y 22.9 kV
MD (MVA) LV 13.8 12.52 13.82 10.72 12.91 13.61 14.19 14.84 15.52 16.23 16.99 17.78 18.61 19.47
POT. INST. (MVA) HV 138 1978 31.00 31.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador TP-A002
SET MAT/MT CHIMBOTE SUR POT. INST. (MVA) MV 66 2016 18.00 18.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 22.9 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 13.00 13.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00
FACTOR DE USO HV 138 40% 45% 55% 67% 70% 73% 76% 80% 84% 88% 92% 96% 100%
FACTOR DE USO MV 66
FACTOR DE USO LV 22.9 49% 59% 62% 65% 67% 71% 74% 77% 81% 85% 88%
FACTOR DE USO LV 13.8 96% 106% 49% 59% 62% 65% 67% 71% 74% 77% 81% 85% 88%
POT. INST. (MVA) HV 138 1978 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00
RESERVA SET CHIMBOTE SUR - TP-A002 POT. INST. (MVA) MV 66 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 21
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 32.34 33.95 43.98 44.06 47.80 50.15 52.71 55.43 58.29 61.30 64.46 67.76 71.20
MD (MVA) MV 13.8 32.34 33.95 43.98 44.06 47.80 50.15 52.71 55.43 58.29 61.30 64.46 67.76 71.20 Se traspasa carga a otro transformador
POT. INST. (MVA) HV 138 2002 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 Transformador TP-A007
SET MAT/MT TRAPECIO POT. INST. (MVA) MV 13.8 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00
FACTOR DE USO HV 138 81% 85% 110% 110% 119% 125% 132% 139% 146% 153% 161% 169% 178%
FACTOR DE USO MV 13.8 81% 85% 110% 110% 119% 125% 132% 139% 146% 153% 161% 169% 178%
MD (MVA) HV 138 10.37 13.05 13.09 17.26 17.98 18.73 19.55 20.42 21.34 22.30 23.32 24.38 25.48
MD (MVA) LV 13.8 10.37 13.05 13.09 17.26 17.98 18.73 19.55 20.42 21.34 22.30 23.32 24.38 25.48 Reparto de carga entre transformadores SET Trapecio
POT. INST. (MVA) HV 138 2006 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador TP-A048
SET MAT/MT TRAPECIO POT. INST. (MVA) LV 13.8 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00
FACTOR DE USO HV 138 86% 109% 109% 144% 150% 156% 163% 170% 178% 186% 194% 203% 212%
FACTOR DE USO LV 13.8 86% 109% 109% 144% 150% 156% 163% 170% 178% 186% 194% 203% 212%
MD (MVA) HV 132 5.71 6.34 6.93 10.31 10.86 11.45 12.09 12.76 13.48 14.23 15.02 15.84 16.70
MD (MVA) MV 22.9 2.85 3.01 3.17 3.34 3.53 3.72 3.93 4.15 4.38 4.62 4.87 Se reparte carga entre 13.8 kV y 22.9 kV
MD (MVA) LV 13.8 5.71 6.34 4.08 7.30 7.69 8.11 8.56 9.04 9.55 10.08 10.64 11.22 11.83
POT. INST. (MVA) HV 132 1976 6.67 6.67 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-A003
SET MAT/MT NEPEÑA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2016 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 6.67 6.67 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
FACTOR DE USO HV 132 86% 95% 46% 69% 72% 76% 81% 85% 90% 95% 100% 106% 111%
FACTOR DE USO MV 22.9 41% 43% 45% 48% 50% 53% 56% 59% 63% 66% 70%
FACTOR DE USO LV 13.8 86% 95% 41% 73% 77% 81% 86% 90% 95% 101% 106% 112% 118%
RESERVA SET NEPEÑA - TP-A003 POT. INST. (MVA) HV 132 1976 6.67
POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.67 Baja por obsolescencia.
MD (MVA) HV 132 3.74 7.16 7.48 7.82 8.19 8.57 8.98 9.42 9.89 10.37 10.89 11.42 11.98
MD (MVA) MV 13.8 3.74 7.16 7.48 7.82 8.19 8.57 8.98 9.42 9.89 10.37 10.89 11.42 11.98
POT. INST. (MVA) HV 132 1976 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 Transformador TP-A006
SET MAT/MT SAN JACINTO POT. INST. (MVA) MV 13.8 2006 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 Transformador rotado de reserva de SET Trapecio. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 132 56% 107% 112% 117% 123% 128% 135% 141% 148% 156% 163% 171% 180%
FACTOR DE USO MV 13.8 56% 107% 112% 117% 123% 128% 135% 141% 148% 156% 163% 171% 180%
MD (MVA) HV 132 6.97 7.31 7.89 8.83 9.31 9.82 10.37 10.96 11.57 12.22 12.90 13.61 14.35
MD (MVA) MV 22.9 0.83 1.31 1.82 2.37 2.96 3.57 4.22 4.90 5.61 6.35
MD (MVA) LV 10 6.97 7.31 7.89 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 Se mantiene demanda en 8 MVA en 10 kV
POT. INST. (MVA) HV 132 1974 10.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-A004
POT. INST. (MVA) MV 22.9 2015 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
SET MAT/MT CASMA POT. INST. (MVA) LV 10 10.00 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75
FACTOR DE USO HV 132 70% 49% 53% 59% 62% 65% 69% 73% 77% 81% 86% 91% 96%
FACTOR DE USO MV 22.9 0% 0% 11% 18% 24% 32% 39% 48% 56% 65% 75% 85%
FACTOR DE USO LV 10 70% 84% 90% 91% 91% 91% 91% 91% 91% 91% 91% 91% 91%
RESERVA SET CASMA - L30011 POT. INST. (MVA) HV 138 1974 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) MV 10 10.00 10.00 Baja por obsolescencia.
POT. INST. (MVA) HV 138 2010 25.00 25.00
RESERVA SET TRAPECIO - 200829 POT. INST. (MVA) MV 22.9 13.00 13.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8/10 18.00 18.00
RESERVA SET SAN JACINTO - TP-A006 POT. INST. (MVA) HV 138 1976 6.67 6.67
POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.67 6.67 Baja por obsolescencia.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 22
Soluciones de planeamiento en los años 2015-2016
Entre el 2015 y 2016 se propusieron las siguientes acciones correspondientes a
movimientos de transformadores y traspasos de carga:
AÑO 2015
o Entra transformador nuevo en la SET Casma, 138/22.9/10 kV, 15/7.5/8.75
MVA ONAF (prevista en Junio 2015). Transformador existente 138/10 kV, 10
MVA ONAF va a la reserva. Se reparte demanda en la SET Casma entre 22.9
kV y 10 kV.
AÑO 2016
o Entra transformador nuevo en la SET Chimbote Norte, 138/22.9/13.8 kV,
30/10/20 MVA ONAF (previsto para Julio 2016). Se atienda demandas
incorporadas y crecimiento en 22.9 kV. Se traspasa carga 13.8 kV de
transformador existente al transformador nuevo.
o Entra transformador nuevo en la SET Chimbote Sur, 138/22.9/13.8 kV,
30/12/22 MVA ONAF (previsto para Enero 2016). Transformador existente
138/66/13.8 kV, 31/12/22 MVA ONAF va a la reserva. Parte de la demanda de
la barra 13.8 kV se traspasa a 22.9 kV.
o Entra transformador nuevo en la SET Nepeña, 138/22.9/13.8 kV, 15/7/10 MVA
ONAF (previsto para Enero 2016). Transformador existente 132/13.8 kV, 6.67
MVA ONAF va a la reserva. Parte de la demanda de la barra 13.8 kV se
traspasa a 22.9 kV.
o Entra transformador nuevo en la SET Santa, 138/22.9/13.8 kV, 25/13/18 MVA
ONAF (previsto para Marzo 2016). Transformador existente 132/13.8 kV,
33.33 MVA ONAF va a la reserva. Demanda de la barra 13.8 kV de la SET
Santa se mantiene constante en 17 MVA. Excedente de demanda se
implementa en 22.9 kV.
o Nueva LT 138 kV Chimbote Norte – Trapecio, simple terna, estructura para
simple terna, longitud de 10.8 km, AAACE 240 mm2, 120 MVA (previsto para
Enero 2016).
o Baja por obsolescencia transformador de reserva No. L30011 de la SET Casma
138/10 kV, 10 MVA ONAN, año de fabricación 1974.
Diagnóstico
Entre el año 2026 se observan sobrecargas en los transformadores de las SETs
Santa y Nepeña (sobrecargas leves)
Las sobrecargas mayores a 20% se observan en las SETs Chimbote Norte
(transformador nuevo), Trapecio (ambos transformadores) y San Jacinto.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 23
4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra, nivel de
carga en las líneas de transmisión y transformadores de potencia del Sistema Eléctrico
de Transmisión de la Unidad de Negocio La Libertad.
Figura 10: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio La Libertad
Figura 11: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio La Libertad
0.70
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
Gu
adal
up
e_2
20
Gu
adal
up
e_6
0
Gu
adal
up
e_1
0
Gu
adal
up
e 0
1_
34
.5
Gu
adal
up
e 0
2_
10
Gu
adal
up
e 0
2_
34
.5
Ch
ep
en
_10
Ch
ep
en
_22
.9
Ch
ep
en
_60
Pac
asm
ayo
_60
Pac
asm
ayo
_10
Sgo
de
Cao
_1
38
Sgo
de
Cao
_3
4.5
Sgo
de
Cao
_1
3.8
Cas
agra
nd
e 0
1_3
4.5
Cas
agra
nd
e 0
1_1
0
Cas
agra
nd
e 0
2_3
4.5
Cas
agra
nd
e 0
2_1
3.8
Pai
jan
_3
4.5
Pai
jan
_1
0
Mal
abri
go_3
4.5
Mal
abri
go_1
0
Ten
sió
n (
p.u
)
Unidad de Negocio La Libertad Noroeste
2014 2017 2026
0
20
40
60
80
100
120
140
L_G
uad
alu
pe-
Ch
epen
_60
L-3
34
0_S
go d
e C
ao-C
asag
ran
de
01_
34.5
L-3
34
1_S
go d
e C
ao-C
asag
ran
de
01_
34.5
L-3
34
2_C
asag
ran
de
01
-Pai
jan
_34
.5
L-3
34
3_C
asag
ran
de
01
-Cas
agra
nd
e 02
_34
.5
L-3
34
4_P
aija
n-M
alab
rigo
_34
.5
L-3
34
5_S
go d
e C
ao-M
alab
rigo
_34.
5
L-3
35
0_G
uad
alu
pe
01
-Gu
adal
up
e 0
2_3
4.5
L-6
65
3_G
uad
alu
pe-
Pac
asm
ayo
_60
L-6
69
7_V
iru
-Ch
ao_
60
Car
ga (
%)
Unidad de Negocio La Libertad Noroeste
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 24
Figura 12: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio La Libertad
Diagnóstico
Las tensiones en barra del año 2014 están dentro la tolerancia permitida (entre
0.95-1.05 p.u.). En el año 2017 se observan tensiones levemente debajo del
umbral inferior (0.95 p.u.) en las barras de las SETs Casagrande 02, Paijan y
Malabrigo, esto debido al incremento de las cargas ubicadas en líneas radiales. En
el año 2026 la mayoría de las barras tienen tensiones por debajo del umbral
inferior (0.95 p.u.).
No existen sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema para los años 2014,
2017 y 2026. Se observa la disminución de la carga en la línea 34.5 kV L-3350
Guadalupe 01-Guadalupe 02 debido al ingreso de la nueva línea 60 kV Guadalupe-
Chepén.
No existen sobrecargas en transformadores de potencia del sistema para el año
2014. En el año 2017, el transformador de la SET Malabrigo tiene una carga de
107%. En el año 2026, los transformadores de la SETs Santiago de Cao y
Malabrigo tienen una carga mayor a 120%.
b. Demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado MT)
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-202 (Identificación
de las SETs Existentes que superan la Capacidad de Diseño) del Sistema Eléctrico de
Transmisión de la Unidad de Negocio La Libertad Noroeste.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
TP-3
007
CA
SAG
RA
ND
E 1
TP-A
028
SA
NTI
AG
O D
E C
AO
TP-3
008
CA
SAG
RA
ND
E 2
TP-3
00
9 P
AIJ
AN
TP-3
011
MA
LAB
RIG
O
TP-3
001
GU
AD
ALU
PE
1
TP-3
002
GU
AD
ALU
PE
2
TP-6
022
PA
CA
SMA
YO
Tr3
CH
EPEN
Car
ga (
%)
Unidad de Negocio La Libertad Noroeste
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 25
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 60 6.73 8.98 14.23 14.89 15.59 16.32 17.12 17.97 18.87 19.82 20.82 21.87 22.96
MD (MVA) LV 10 6.73 8.98 14.23 14.89 15.59 16.32 17.12 17.97 18.87 19.82 20.82 21.87 22.96 Constante en 10 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
SET AT/MT PACASMAYO POT. INST. (MVA) HV 60 1989 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador TP-6022. Rotado de reserva SET Cajamarca. 20 MVA ONAF (1ra etapa)
GUADALUPE POT. INST. (MVA) LV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
FACTOR DE USO HV 60 34% 45% 71% 74% 78% 82% 86% 90% 94% 99% 104% 109% 115%
FACTOR DE USO LV 10 34% 45% 71% 74% 78% 82% 86% 90% 94% 99% 104% 109% 115%
MD (MVA) HV 34.5 8.87
MD (MVA) MV 10 8.87
POT. INST. (MVA) HV 34.5 1994 12.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3002
SET AT/MT GUADALUPE 02 POT. INST. (MVA) MV 10 12.00
FACTOR DE USO HV 34.5 74%
FACTOR DE USO MV 10 74%
MD (MVA) HV 60 9.56 10.38 11.25 12.17 13.14 14.20 15.32 16.50 17.75 19.07 20.45 21.89
MD (MVA) MV 22.9 4.78 5.19 5.62 6.08 6.57 7.10 7.66 8.25 8.88 9.53 10.22 10.94 Asume demanda de SET Guadalupe 02. Demanda repartida en 10 kV y 22.9 kV
MD (MVA) LV 10 4.78 5.19 5.62 6.08 6.57 7.10 7.66 8.25 8.88 9.53 10.22 10.94
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 60 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo (TP-6032)
SET AT/MT CHEPÉN POT. INST. (MVA) MV 22.9 2015 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
POT. INST. (MVA) LV 10 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 60 32% 35% 37% 41% 44% 47% 51% 55% 59% 64% 68% 73%
FACTOR DE USO MV 22.9 27% 29% 31% 34% 37% 39% 43% 46% 49% 53% 57% 61%
FACTOR DE USO LV 10 32% 35% 37% 41% 44% 47% 51% 55% 59% 64% 68% 73%
RESERVA SET PACASMAYO - L-100259-01 POT. INST. (MVA) HV 60 2000 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
POT. INST. (MVA) MV 10 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
MD (MVA) HV 138 30.79 33.82 37.93 40.32 43.83 45.20 46.69 48.27 49.93 51.67 53.50 55.42 57.41
MD (MVA) MV 34.5 16.78 19.66 23.58 25.78 29.08 30.24 31.49 32.82 34.22 35.69 37.23 38.84 40.52 Factor de simultaneidad de 0.7
MD (MVA) LV 13.8 14.01 14.16 14.35 14.54 14.75 14.96 15.20 15.45 15.71 15.98 16.27 16.57 16.89
POT. INST. (MVA) HV 138 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 Transformador TP-A028
SANTIAGO DE CAO SET MAT/AT/MT SANTIAGO DE CAO POT. INST. (MVA) MV 34.5 1996 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50
POT. INST. (MVA) LV 13.8 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50
FACTOR DE USO HV 138 82% 90% 101% 108% 117% 121% 125% 129% 133% 138% 143% 148% 153%
FACTOR DE USO MV 34.5 45% 52% 63% 69% 78% 81% 84% 88% 91% 95% 99% 104% 108%
FACTOR DE USO LV 13.8 62% 63% 64% 65% 66% 67% 68% 69% 70% 71% 72% 74% 75%
MD (MVA) HV 34.5 12.66 13.42 14.33 15.28 16.30 17.36 18.52 19.74 21.03 22.38 23.81 25.29 26.84
MD (MVA) MV 10 12.66 13.42 14.33 15.28 16.30 17.36 18.52 19.74 21.03 22.38 23.81 25.29 26.84
POT. INST. (MVA) HV 34.5 2007 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 Transformador TP-3011
SET AT/MT MALABRIGO POT. INST. (MVA) MV 10 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
FACTOR DE USO HV 34.5 84% 89% 96% 102% 109% 116% 123% 132% 140% 149% 159% 169% 179%
FACTOR DE USO MV 10 84% 89% 96% 102% 109% 116% 123% 132% 140% 149% 159% 169% 179%
MD (MVA) HV 34.5 2.48 5.34 5.77 7.60 7.80 8.01 8.24 8.47 8.73 8.99 9.27 9.56 9.86
MD (MVA) MV 10 2.48 5.34 5.77 7.60 7.80 8.01 8.24 8.47 8.73 8.99 9.27 9.56 9.86
POT. INST. (MVA) HV 34.5 2007 4.80 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador TP-3009
SET AT/MT PAIJAN POT. INST. (MVA) MV 10 1994 4.80 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador rotado de reserva de SET Guadalupe 02. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 34.5 52% 44% 48% 63% 65% 67% 69% 71% 73% 75% 77% 80% 82%
FACTOR DE USO MV 10 52% 44% 48% 63% 65% 67% 69% 71% 73% 75% 77% 80% 82%
MD (MVA) HV 34.5 2.19 2.55 6.13 6.30 9.63 9.81 10.01 10.23 10.45 10.68 10.93 11.19 11.45
MD (MVA) MV 10 2.19 2.55 6.13 6.30 9.63 9.81 10.01 10.23 10.45 10.68 10.93 11.19 11.45
POT. INST. (MVA) HV 34.5 1986 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 Transformador TP-3007
SET AT/MT CASAGRANDE-01 POT. INST. (MVA) MV 10 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50 6.50
FACTOR DE USO HV 34.5 34% 39% 94% 97% 148% 151% 154% 157% 161% 164% 168% 172% 176%
FACTOR DE USO MV 10 34% 39% 94% 97% 148% 151% 154% 157% 161% 164% 168% 172% 176%
MD (MVA) HV 34.5 6.64 6.78 7.46 7.64 7.82 8.01 8.22 8.45 8.68 8.92 9.18 9.45 9.73
MD (MVA) MV 13.8 6.64 6.78 7.46 7.64 7.82 8.01 8.22 8.45 8.68 8.92 9.18 9.45 9.73
POT. INST. (MVA) HV 34.5 1988 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 Transformador TP-3008
SET AT/MT CASAGRANDE-02 POT. INST. (MVA) MV 13.8 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40
FACTOR DE USO HV 34.5 79% 81% 89% 91% 93% 95% 98% 101% 103% 106% 109% 113% 116%
FACTOR DE USO MV 13.8 79% 81% 89% 91% 93% 95% 98% 101% 103% 106% 109% 113% 116%
RESERVA SET CASAGRANDE 1 - L-30393 POT. INST. (MVA) HV 34.5 1988 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
POT. INST. (MVA) MV 10 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
RESERVA SET PAIJAN - TP-3009 POT. INST. (MVA) HV 34.5 2007 4.80
POT. INST. (MVA) MV 10 4.80
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 26
Soluciones de planeamiento en los años 2015-2016
Entre el 2015 y 2016 se propusieron las siguientes acciones correspondientes a
movimientos de transformadores y traspasos de carga:
AÑO 2015
o Se desactiva SET Guadalupe 02 (prevista en setiembre 2015). Demanda de la
SET Calera se atiende en 10 kV. Transformador existente de la SET Guadalupe
02 34.5/10.5 kV, 12 MVA ONAF se rota a SET Paiján.
o Nueva SET Chepén, transformador nuevo TP-6032 60/22.9/10 kV, 30/18/15
MVA ONAF (prevista en setiembre 2015). Asume carga de la SET Guadalupe
02 desactivada, la cual se implementa repartida en 10 kV y 22.9 kV.
o Nueva LT 60 kV Guadalupe – Chepén, simple terna, estructura para simple
terna, longitud de 13 km, AAAC 120 mm2, 34 MVA (previsto para setiembre
2015).
o Entra transformador rotado en la SET Paiján desde SET Guadalupe 02,
transformador 34.5/10.5 kV, 12 MVA ONAF. Transformador existente de la
SET Paiján 34.5/10.5 kV 4.8 MVA ONAF, va a la reserva.
AÑO 2016
o Ninguno
Diagnóstico
Entre el año 2026 se observan sobrecargas leves en los transformadores de las
SETs Pacasmayo y Casagrande 02.
La sobrecargas mayores a 20% se observan en las SETs Santiago de Cao (debido a
demanda de radial a SET Malabrigo), Malabrigo y Casagrande 01.
5. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO TRUJILLO
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra, nivel de
carga en las líneas de transmisión y transformadores de potencia del Sistema Eléctrico
de Transmisión de la Unidad de Negocio Trujillo.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 27
Figura 13: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Trujillo
Figura 14: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Trujillo
0.70
0.75
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Unidad de Negocio Trujillo
2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 28
Figura 15: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Trujillo
Figura 16: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio Trujillo
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2014 2017 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 29
Diagnóstico
Las tensiones en barra del año 2014 están dentro la tolerancia permitida (entre
0.95-1.05 p.u.) excepto en la barra Huamachuco 22.9 kV. En el año 2017 las
tensiones en las barras Huamachuco 22.9 kV, Chao 60 kV, 22.9 kV y 10 kV están
por debajo del umbral inferior (0.95 p.u.) debido al aumento de carga. En el año
2026 la mayoría de las barras tienen tensiones por debajo del umbral inferior (0.95
p.u.).
No existen sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema para el año 2014.
En el año 2017, la línea 138 kV L-1117 Trujillo-Porvenir (capacidad: 100 MVA)
presenta una carga de 104%. En el año 2026, a pesar del ingreso de la línea
Trujillo Noroeste-Trujillo Sur, las líneas 138 kV L-1117 Trujillo-Porvenir y L-1139
Trujillo-Trujillo Norte (capacidad: 120 MVA) presentan cargas mayores a 120%.
Adicionalmente el alimentador 22.9 kV CJB004 Cajabamba-Huamachuco presenta
cargas mayores a 200%. Se espera que el análisis de la condición N-1, para zonas
con cargas en barra mayores a 30 MW, defina refuerzos en las líneas de
transmisión y aumento del nivel de redundancia.
No existen sobrecargas en transformadores de potencia del sistema para los años
2014 y 2017. En el año 2026, los transformadores de las SETs Trujillo Sur (TP-A005
y TP-A050), Trujillo Noroeste, Porvenir, Motil, Salaverry y Otuzco presentan una
carga mayor a 120%.
b. Demanda coincidente con la SET o no coincidente (por devanado MT)
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-202 (Identificación
de las SETs Existentes que superan la Capacidad de Diseño) del Sistema Eléctrico de
Transmisión de la Unidad de Negocio Trujillo.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 30
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 1.65 1.78 1.93 2.10 2.27 2.45 2.64 2.85 3.07 3.29 3.53 3.79 4.05
MD (MVA) MV 22.9 1.65 1.78 1.93 2.10 2.27 2.45 2.64 2.85 3.07 3.29 3.53 3.79 4.05
MD (MVA) LV 6.9
POT. INST. (MVA) HV 138 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 Transformador TP-A044
TAYABAMBA SET MAT/MT TAYABAMBA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2003 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30
POT. INST. (MVA) LV 6.9 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30
FACTOR DE USO HV 138 18% 19% 21% 23% 24% 26% 28% 31% 33% 35% 38% 41% 44%
FACTOR DE USO MV 22.9 18% 19% 21% 23% 24% 26% 28% 31% 33% 35% 38% 41% 44%
FACTOR DE USO LV 6.9
MD (MVA) HV 138 12.23 13.82 15.11 15.36 15.62 15.90 16.20 16.52 16.86 17.21 17.58 17.97 18.37
MD (MVA) MV 33 12.23 13.82 15.11 15.36 15.62 15.90 16.20 16.52 16.86 17.21 17.58 17.97 18.37 MOTIP010
MD (MVA) LV 22.9
MD (MVA) LV 7.2
POT. INST. (MVA) HV 138 13.40 13.40 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador TP-A029
MOTIL SET MAT/AT/MT MOTIL POT. INST. (MVA) MV 33 1981 13.40 13.40 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 22.9 2016 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) LV 7.2 4.70 4.70
FACTOR DE USO HV 138 91% 103% 60% 61% 62% 64% 65% 66% 67% 69% 70% 72% 73%
FACTOR DE USO MV 33 91% 103% 60% 61% 62% 64% 65% 66% 67% 69% 70% 72% 73%
FACTOR DE USO LV 22.9 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
FACTOR DE USO LV 7.2
POT. INST. (MVA) HV 138 1981 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40
RESERVA SET MOTIL - TP-A029 POT. INST. (MVA) MV 33 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40
POT. INST. (MVA) LV 7.2 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70
MD (MVA) HV 33 1.19 1.26 3.27 3.96 4.05 4.15 4.26 4.38 4.50 4.63 4.76 4.90 5.04
MD (MVA) MV 13.8 1.19 1.26 3.27 3.96 4.05 4.15 4.26 4.38 4.50 4.63 4.76 4.90 5.04 No se atiende demanda adicionada de 0.6 MVA
POT. INST. (MVA) HV 33 2011 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 Transformador TP-3022
SET AT/MT FLORIDA POT. INST. (MVA) MV 13.8 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
FACTOR DE USO HV 33 40% 42% 109% 132% 135% 138% 142% 146% 150% 154% 159% 163% 168%
FACTOR DE USO MV 13.8 40% 42% 109% 132% 135% 138% 142% 146% 150% 154% 159% 163% 168%
MD (MVA) HV 33 1.56 1.65 1.76 1.88 2.01 2.14 2.28 2.43 2.59 2.76 2.93 3.12 3.31
MD (MVA) MV 13.8 1.56 1.65 1.76 1.88 2.01 2.14 2.28 2.43 2.59 2.76 2.93 3.12 3.31
POT. INST. (MVA) HV 33 1995 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 Transformador TP-3010
SET AT/MT OTUZCO POT. INST. (MVA) MV 13.8 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
FACTOR DE USO HV 33 78% 83% 88% 94% 100% 107% 114% 122% 130% 138% 147% 156% 165%
FACTOR DE USO MV 13.8 78% 83% 88% 94% 100% 107% 114% 122% 130% 138% 147% 156% 165%
MD (MVA) HV 33 0.51 0.54 0.57 0.61 0.65 0.69 0.74 0.79 0.84 0.89 0.95 1.01 1.07
MD (MVA) MV 22.9 0.51 0.54 0.57 0.61 0.65 0.69 0.74 0.79 0.84 0.89 0.95 1.01 1.07
POT. INST. (MVA) HV 33 2010 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 Transformador TP-3023
SET AT/MT OTUZCO POT. INST. (MVA) MV 22.9 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
FACTOR DE USO HV 33 51% 54% 57% 61% 65% 69% 74% 79% 84% 89% 95% 101% 107%
FACTOR DE USO MV 22.9 51% 54% 57% 61% 65% 69% 74% 79% 84% 89% 95% 101% 107%
MD (MVA) HV 33 1.11 2.57 3.70 3.78 3.87 3.96 4.07 4.17 4.29 4.40 4.53 4.66 4.79
MD (MVA) MV 13.8 1.11 2.57 3.70 3.78 3.87 3.96 4.07 4.17 4.29 4.40 4.53 4.66 4.79
POT. INST. (MVA) HV 33 2010 3.00 3.00 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 Transformador TP-3013
SET AT/MT CHARAT POT. INST. (MVA) MV 13.8 2007 3.00 3.00 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 Transformador rotado de reserva de SET Paijan. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 33 37% 86% 77% 79% 81% 83% 85% 87% 89% 92% 94% 97% 100%
FACTOR DE USO MV 13.8 37% 86% 77% 79% 81% 83% 85% 87% 89% 92% 94% 97% 100%
RESERVA SET LA FLORIDA - 5500001 POT. INST. (MVA) HV 33 1997 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80
POT. INST. (MVA) MV 10 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80
RESERVA SET CHARAT - TP-3013 POT. INST. (MVA) HV 33 2010 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
POT. INST. (MVA) MV 13.8 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 31
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) MV 10 6.18
MD (MVA) HV 33 6.18
POT. INST. (MVA) MV 10 2011 10.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3015
MOCHE-SALAVERRY SET MT/AT TRUJILLO SUR 01 POT. INST. (MVA) HV 33 10.00
FACTOR DE USO MV 10 62%
FACTOR DE USO HV 33 62%
RESERVA SET TRUJILLO SUR - TP-3015 POT. INST. (MVA) HV 33 2011 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) MV 10 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
MD (MVA) HV 33 3.49
MD (MVA) MV 10 3.49
POT. INST. (MVA) HV 33 1986 6.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3004
SET AT/MT MOCHE POT. INST. (MVA) MV 10 6.00
FACTOR DE USO HV 33 58%
FACTOR DE USO MV 10 58%
RESERVA SET MOCHE - TP-3004 POT. INST. (MVA) HV 33 1986 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
POT. INST. (MVA) MV 10 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
MD (MVA) HV 33 2.70 1.86 2.05 4.19 4.41 4.64 4.88 5.14 5.42 5.71 6.01 6.33 6.65
MD (MVA) MV 10 2.70 1.86 2.05 4.19 4.41 4.64 4.88 5.14 5.42 5.71 6.01 6.33 6.65 Traspaso de carga de 1 MVA a SET Huaca del Sol
POT. INST. (MVA) HV 33 2005 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 Transformador TP-3005
SET AT/MT SALAVERRY POT. INST. (MVA) MV 10 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
FACTOR DE USO HV 33 90% 62% 68% 140% 147% 155% 163% 171% 181% 190% 200% 211% 222%
FACTOR DE USO MV 10 90% 62% 68% 140% 147% 155% 163% 171% 181% 190% 200% 211% 222%
MD (MVA) HV 58 7.06 8.07 9.93 10.42 10.94 11.51 12.10 12.73 13.39 14.09 14.82 15.57
MD (MVA) MV 34 1.86 2.05 4.19 4.41 4.64 4.88 5.14 5.42 5.71 6.01 6.33 6.65 Asume demanda de SET Moche en 10 kV
MD (MVA) LV 10.5 5.20 6.02 5.73 6.01 6.31 6.62 6.96 7.32 7.69 8.08 8.49 8.92 Traspaso 1 MVA desde SET Salavaerry
POT. INST. (MVA) HV 58 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo
SET AT/AT/MT HUACA DEL SOL POT. INST. (MVA) MV 34 2015 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) LV 10.5 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 58 24% 27% 33% 35% 36% 38% 40% 42% 45% 47% 49% 52%
FACTOR DE USO MV 34 9% 10% 21% 22% 23% 24% 26% 27% 29% 30% 32% 33%
FACTOR DE USO LV 10.5 35% 40% 38% 40% 42% 44% 46% 49% 51% 54% 57% 59%
MD (MVA) HV 60 10.79 14.91 18.08 19.17 20.32 21.53 22.84 24.23 25.70 27.24 28.85 30.54 32.30
MD (MVA) MV 22.9 7.69 11.41 14.10 14.68 15.30 15.95 16.65 17.39 18.17 19.00 19.86 20.76 21.70
MD (MVA) LV 10 3.10 3.50 3.98 4.48 5.02 5.58 6.19 6.84 7.52 8.24 8.99 9.78 10.59
POT. INST. (MVA) HV 60 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 Transformador TP-6017
VIRU-CHAO SET AT/MT VIRU POT. INST. (MVA) MV 22.9 2008 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 47% 65% 79% 83% 88% 94% 99% 105% 112% 118% 125% 133% 140%
FACTOR DE USO MV 22.9 55% 82% 101% 105% 109% 114% 119% 124% 130% 136% 142% 148% 155%
FACTOR DE USO LV 10 34% 39% 44% 50% 56% 62% 69% 76% 84% 92% 100% 109% 118%
MD (MVA) MV 10 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60
MD (MVA) HV 33 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60
POT. INST. (MVA) MV 10 1993 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 Transformador TP-3006
SET AT/MT VIRU-02 POT. INST. (MVA) HV 33 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
FACTOR DE USO MV 10 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60%
FACTOR DE USO HV 33 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60%
MD (MVA) HV 60 3.85 6.16 14.50 26.09 26.40 26.73 27.08 27.45 27.84 28.26 28.69 29.14 29.61
MD (MVA) MV 22.9 3.85 6.16 14.50 26.09 26.40 26.73 27.08 27.45 27.84 28.26 28.69 29.14 29.61 Se atiende 10 MW de demandas adicionales.
MD (MVA) LV 10
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6028
SET AT/MT CHAO POT. INST. (MVA) MV 22.9 2008 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 26% 41% 97% 174% 176% 178% 181% 183% 186% 188% 191% 194% 197%
FACTOR DE USO MV 22.9 26% 41% 97% 174% 176% 178% 181% 183% 186% 188% 191% 194% 197%
FACTOR DE USO LV 10
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 32
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 23.77 25.18 26.89 30.35 32.25 34.25 36.42 38.71 41.13 43.67 46.34 49.13 52.04
MD (MVA) MV 22.9 1.08 1.14 1.22 1.30 1.38 1.47 1.57 1.68 1.79 1.90 2.02 2.15 2.28
MD (MVA) LV 10 22.69 24.04 25.67 29.05 30.86 32.77 34.84 37.04 39.34 41.77 44.32 46.98 49.76
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A051
TRUJILLO SET AT/MT PORVENIR POT. INST. (MVA) MV 22.9 2013 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
POT. INST. (MVA) LV 10 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00
FACTOR DE USO HV 138 40% 42% 45% 51% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77% 82% 87%
FACTOR DE USO MV 22.9 6% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 9% 10% 11% 11% 12% 13%
FACTOR DE USO LV 10 42% 45% 48% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77% 82% 87% 92%
MD (MVA) HV 138 24.23 25.67 30.31 33.88 35.82 37.86 40.07 42.41 44.87 47.47 50.19 53.03 55.99
MD (MVA) MV 22.9 5.49 5.82 8.28 10.43 10.87 11.33 11.83 12.36 12.92 13.51 14.13 14.77 15.44
MD (MVA) LV 10 18.73 19.85 22.04 23.45 24.95 26.53 28.24 30.05 31.95 33.96 36.06 38.26 40.55
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A047
SET AT/MT TRUJILLO NOR OESTE POT. INST. (MVA) MV 22.9 2009 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 40% 43% 51% 56% 60% 63% 67% 71% 75% 79% 84% 88% 93%
FACTOR DE USO MV 22.9 23% 24% 34% 43% 45% 47% 49% 52% 54% 56% 59% 62% 64%
FACTOR DE USO LV 10 52% 55% 61% 65% 69% 74% 78% 83% 89% 94% 100% 106% 113%
MD (MVA) HV 138 30.40 41.08 48.00 54.70 59.30 62.15 65.25 68.52 71.97 75.60 79.40 83.38 87.52
MD (MVA) MV 60 9.14 13.21 17.94 18.57 19.24 19.96 20.73 21.54 22.39 23.28 24.21 25.18
MD (MVA) LV 10.7 30.40 31.94 34.79 36.76 40.73 42.91 45.28 47.79 50.43 53.21 56.12 59.17 62.34
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A005
SET MAT/AT/MT TRUJILLO SUR (BARRA A) POT. INST. (MVA) MV 60 2005 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10.7 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 51% 68% 80% 91% 99% 104% 109% 114% 120% 126% 132% 139% 146%
FACTOR DE USO MV 60 38% 55% 75% 77% 80% 83% 86% 90% 93% 97% 101% 105%
FACTOR DE USO LV 10.7 84% 89% 97% 102% 113% 119% 126% 133% 140% 148% 156% 164% 173%
MD (MVA) HV 138 34.95 40.62 46.76 53.66 56.59 59.68 63.03 66.58 70.31 74.24 78.36 82.67 87.16
MD (MVA) MV 60 9.14 13.21 17.94 18.57 19.24 19.96 20.73 21.54 22.39 23.28 24.21 25.18
MD (MVA) LV 10.7 34.95 31.48 33.55 35.73 38.02 40.44 43.07 45.85 48.78 51.85 55.08 58.46 61.97 Demanda de eje Moche-Salaverry asumida por barra 60 kV Trujillo Sur desde SET Huaca del Sol.
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A050
SET MAT/AT/MT TRUJILLO SUR (BARRA B) POT. INST. (MVA) MV 60 2013 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10.7 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 58% 68% 78% 89% 94% 99% 105% 111% 117% 124% 131% 138% 145%
FACTOR DE USO MV 60 38% 55% 75% 77% 80% 83% 86% 90% 93% 97% 101% 105%
FACTOR DE USO LV 10.7 97% 87% 93% 99% 106% 112% 120% 127% 135% 144% 153% 162% 172%
MD (MVA) HV 138 12.46 13.66 17.31 18.26 20.20 21.25 22.39 23.59 24.86 26.19 27.59 29.05 30.57
MD (MVA) MV 10 12.46 13.66 17.31 18.26 20.20 21.25 22.39 23.59 24.86 26.19 27.59 29.05 30.57
POT. INST. (MVA) HV 138 1995 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 Transformador TP-A026
SET MAT/MT TRUJILLO SUR (BARRA C) POT. INST. (MVA) MV 10 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
FACTOR DE USO HV 138 42% 46% 58% 61% 67% 71% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102%
FACTOR DE USO MV 10 42% 46% 58% 61% 67% 71% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102%
RESERVA SET TRUJILLO SUR - 437777 POT. INST. (MVA) HV 138 1969 30.00 30.00 30.00
PEEBLES POT. INST. (MVA) MV 10.7 30.00 30.00 30.00 Baja por obsolescencia.
RESERVA SET PORVENIR - L-30462 POT. INST. (MVA) HV 138 1995 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
26 MVA ONAF (Futuro) POT. INST. (MVA) MV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
RESERVA SET PORVENIR - 161496 POT. INST. (MVA) HV 60 1997 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
POT. INST. (MVA) MV 22.9 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
RESERVA SET PORVENIR - 421.01.129 POT. INST. (MVA) HV 34.5 1964 3.00 3.00 3.00
POT. INST. (MVA) MV 10 3.00 3.00 3.00 Baja por obsolescencia.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 33
Soluciones de planeamiento en los años 2015-2016
Entre el 2015 y 2016 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
AÑO 2015
o Nueva SET Huaca del Sol, transformador nuevo 58/34/10.5 kV, 30/20/15 MVA
ONAF (previsto para Octubre 2015). Asume toda la carga de la SET Moche en
10 kV. Demanda de eje Moche-Salaverry asumida por la barra 60 kV de la SET
Trujillo Sur (alivia carga en la barra B SET Trujillo Sur).
o Se desactiva SET Moche, demanda atendida por la nueva SET Huaca del Sol .
Transformador existente de la SET Moche 33/10 kV, 6 MVA ONAN va a la
reserva.
o Se desactiva SET Trujillo Sur 01, transformador existente 33/10 kV, 10 MVA
ONAF va a la reserva.
o Se traspasa carga de 1 MVA en 10 kV desde SET Salaverry a la SET Huaca del
Sol. Transformador de SET Salaverry presenta calentamiento debido al
limitado espacio de la subestación, por lo que continuamente se abren las
puertas para ventilarse.
o Entra transformador rotado en la SET Charat desde SET Paiján, transformador
33/13.8 kV, 4.8 MVA ONAF (adecuación de relación de transformación de
34.5/10.5 kV a 33/13.8 kV). Transformador existente de la SET Charat
33/13.8 kV 3 MVA ONAF, va a la reserva.
AÑO 2016
o Se atiende 10 MW de demandas incorporadas en la barra 22.9 kV de la SET
Chao.
o Nueva LT 138 kV Trujillo Sur – Trujillo Noroeste, simple terna, estructura para
simple terna, longitud de 13 km, ACAR 304 mm2, 143 MVA (previsto para
Mayo 2016).
Diagnóstico
Entre el año 2026 se observan sobrecargas leves en los transformadores de las
SETs Trujillo Noroeste, Trujillo Sur (barra C) y Otuzco (transformador 33/22.9 kV).
Las sobrecargas mayores a 20% se observan en las SETs Salaverry, Viru, Chao,
Trujillo Sur (transformadores barra A y B), La Florida y Otuzco (transformador
33/13.8 kV).
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 34
III. DESARROLLO DE LA PLANIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS PARA ATENDER EL CRECIMIENTO ESPACIAL DE LA DEMANDA: UBICACIÓN DE NUEVAS SETS Y TRASPASOS DE CARGA ENTRE LAS SETS EXISTENTES Y NUEVAS
1. OBJETIVO
El objetivo es desarrollar una metodología que permita el desarrollo de la planificación
de los sistemas eléctricos atendiendo el crecimiento espacial de la demanda de la
empresa HIDRANDINA. Dicha metodología consiste en elaborar mapas de densidad de
carga, ubicación de nuevas SETs, distribución y traspasos de carga entre las SETs
existentes y nuevas.
Se dividió el sistema en cinco sistemas para un mejor estudio:
Cajamarca
Trujillo
Libertad Noroeste
Huaraz
Chimbote
2. MAPAS DE DENSIDAD DE CARGA
Para la elaboración de los mapas de densidad de carga se tomaron en cuenta los
siguientes pasos:
Validación de la base de datos GIS proporcionada por la empresa HIDRANDINA al
año 2014 y verificación de componentes respecto al diagrama unifilar actualizado a
diciembre 2014. La validación consistió en consolidar el número de alimentadores,
niveles de tensión en operación, etc.
Distribuir la demanda coincidente del formato F-120 (Potencia Coincidente con
SET) en las SEDs (subestaciones de distribución) de la base GIS, con respecto a su
potencia nominal, así de este modo se pudo obtener demanda por cada SED.
Con dicha demanda se elaboraron los mapas de densidad de carga. Se realizó una
malla o grid con cuadrículas de 1 km x 1 km en toda la región de análisis. A cada
cuadrícula se le asigna la suma de potencias de las SEDs que lo contienen. Se
procedió a efectuar los cálculos de demanda de cada cuadrícula, para esto se
emplea la fórmula de cálculo siguiente:
𝐷𝑖𝑗 = ∑𝑑𝑖𝑗,𝑘𝑘=1
donde:
𝐷𝑖𝑗 : Demanda de cada cuadrícula ij.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 35
𝑑𝑖𝑗,𝑘 : Demanda proyectada de la SED k de la cuadrícula ij.
Para la clasificación de las cuadriculas se procedió a usar el siguiente intervalo de
densidad de carga y colores.
A continuación se muestra los mapas de densidad de carga para el año 2014:
CAJAMARCA
Zonas de
Densidad
Densidad deCarga
(MW/Km2)
Muy alta mayor a 4
Alta 1 2,5 a 4
Alta 2 1,5 a 2,5
Media 0,25 a 1,5
Baja menor a 0,25
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 36
TRUJILLO
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 37
LIBERTAD NOROESTE
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 38
HUARAZ
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 39
CHIMBOTE
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 40
3. ÁREAS URBANAS
Se procedió a elaborar polígonos que encierren las áreas urbanas de los sistemas
eléctricos, es decir, áreas donde existe una mayor concentración de carga,
exceptuando las áreas rurales. De este modo, el análisis se puede enfocar en la
ubicación de una nueva SET en el área urbana, dado que las SETs existentes deberían
de atender la demanda de dicha zona, y si el área de influencia de las SETs no
mostraba eso, se podía considerar la ubicación de una nueva SET.
En los siguientes gráficos se muestra las áreas urbanas de los sistemas:
CAJAMARCA
El área urbana al año 2014 comprende solo la SET Cajamarca.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 41
TRUJILLO
El área urbana al año 2014 comprende las SETs Trujillo Norte, Noroeste, Sur y
Porvenir.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 42
LIBERTAD NOROESTE
El área urbana al año 2014 comprende solo a la SET Guadalupe 02.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 43
HUARAZ
El área urbana al año 2014 comprende las SETS Huaraz y Huaraz Oeste.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 44
CHIMBOTE
El área urbana al año 2014 comprende las SETS Chimbote Norte, Sur y Trapecio. La
SET Chimbote 02 no fue considerada dado que atiende clientes libres con demandas
industriales (Sider Perú) conectados en forma exclusiva en esta SET.
4. NECESIDAD DE NUEVA SETS
Una vez que se tiene un polígono que limita el área urbana, se procede a hallar la
densidad promedio de dicha área, que sería la suma de toda la demanda de las SEDs
que se encuentran en dicha área urbana, dividida entre el área urbana mencionada. De
esta manera se tendrá un indicador de la densidad promedio (MW/km2) para cada
área urbana de cada uno de los sistemas eléctricos.
A continuación procederemos a elaborar el “polígono expandido”. Dicho polígono
resulta de la expansión del polígono de área urbana, tomando como punto de
referencia el centro de carga del polígono de área urbana del año 2014. El cálculo del
área de dicho polígono se realiza relacionando la carga que tendría al año de horizonte
de planeamiento (en nuestro caso el año 10 o 2026). Se muestran las expresiones de
cálculo:
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 45
𝐷𝑝𝑟𝑜2014 = 𝐷𝑒2014/𝐴2014
𝐴2026 = 𝐷𝑒2026/𝐷𝑝𝑟𝑜2014
donde:
𝐷𝑝𝑟𝑜2014 Densidad promedio del año 2014 (MW/km2)
𝐷𝑒2014 Demanda al año 2014 del área urbana (MW).
𝐴2014 Área del polígono que limita el área urbana al año 2014.
𝐷𝑒2026 Demanda al año 2026 del área urbana.
𝐴2026 Área del polígono expandido del año 2026.
Con estas ecuaciones se halla el área del polígono expandido en al año 2026. Con esta
área se analizará si las SETs existentes pueden todavía atender, desde un punto de
vista geográfico, la demanda encerrada en el polígono expandido.
Luego se realiza el cálculo del radio promedio del área de influencia de cada una de las
SETs involucradas dentro del polígono. Para esto, se utilizan las capacidades óptimas
de desarrollo de SETs para cada área urbana.
Se tienen las siguientes capacidades óptimas por cada área urbana.
- Cajamarca 28 MVA
- Trujillo 60 MVA
- Libertad Noroeste 30 MVA
- Huaraz 20 MVA
- Chimbote 30 MVA
Con dichas capacidades óptimas se calculan los radios promedios del área de influencia
de cada SET asociada a cada uno de las áreas urbanas:
Para determinar el radio correspondiente, tenemos que hallar el área circular de
influencia, con la ecuación siguiente:
𝐴𝐶 = 𝐶𝑜𝑝 ∗ 𝑓𝑝/𝐷𝑝𝑟𝑜2026
donde:
𝐴𝐶 Área del círculo asociado al área de influencia de cada SET dentro
de una área urbana.
𝐶𝑜𝑝 Capacidad óptima de cada SET (MVA)
𝐷𝑝𝑟𝑜2026 Densidad promedio al año 2026 (MW/km2)
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 46
𝑓𝑝 Factor de potencia, según norma tarifas (Resolución OSINERGMIN
N217-2013 OS-CD) tiene un valor igual a 0,95 inductivo.
Una vez se tenga el área del círculo, que sería el área de influencia de cada SET, se
puede obtener el radio de influencia promedio, el cual nos dará una mejor noción de si
dicha área urbana, tiene la necesidad de una nueva SET para atender su demanda.
En los siguientes gráficos se muestra las áreas urbanas 2014 (color azul), áreas
expandidas al 2026 (color marrón), el círculo correspondiente al área de influencia de
cada SET calculada para área urbana (color morado) y mapa de densidad de carga del
año 2026.
CAJAMARCA
Del gráfico anterior se puede apreciar que el área de influencia correspondiente a la
SET Cajamarca, calculada con su capacidad óptima de 28 MVA, no sería suficiente para
atender toda el área urbana expandida al 2026. En este caso, el mayor desarrollo
urbano que se presenta en la zona norte de la ciudad de Cajamarca (zona de alta
densidad) se atendería con alimentadores cargados desde la SET Cajamarca,
implicando mayores pérdidas eléctricas (mayores distancias) y menor confiabilidad
(pocos puntos de traspaso de carga, actualmente se realiza desde los alimentadores de
la SET Cajamarca Norte).
Por otro lado, en el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona
de Cajamarca (área Cajamarca Urbana y Rural) hasta el año 2026. Se observa en los
registros de mediciones que ya en el año 2015 la SET Cajamarca está sobrecarga, por
lo que, sumado a las razones anteriores, se hace necesaria la inclusión de una nueva
SET al norte de la SET Cajamarca existente.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 47
La necesidad de la nueva SET en Cajamarca fue también analizada en el Plan de
Inversiones 2013-2017 y, resultado de ello, se propuso el proyecto nueva SET
Moyococha 60/23/10 kV de 25/3/25 MVA ONAN, 30/5/28 MVA ONAF.
Considerando el horizonte de planificación al año 2026, se puede observar que será
necesaria la ampliación de la SET Cajamarca a 228 MVA (año 2024), dado que esta
SET, a pesar de la conexión de la SET Moyococha, aún mantiene una área de
influencia con mayores clientes urbanos, por lo que sería la primera SET en ampliarse.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona de Cajamarca
(área Cajamarca Urbana y Rural) para un horizonte de planificación de 30 años (año
2044). Se observa la necesidad de una nueva SET que podría incorporarse cuando se
presente sobrecarga de las SETs existentes (año 2035) o adelantarse a la ampliación
de la SET Moyococha a 228 MVA (año 2030). En cualquiera de los casos, a partir del
año 2035, se observa la necesidad de aumento de capacidad óptima del área urbana
de Cajamarca, esto para permitir un mayor periodo entre ampliaciones de las SETs
existentes y nuevas.
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044
47.0 50.1 53.4 56.8 60.4 64.0 67.8 71.7 75.8 79.9 84.2 88.6 93.0 97.6 102.3 107.0 111.8 116.7
21.0 22.4 23.9 25.4 27.0 28.7 30.4 32.1 33.9 35.8 37.7 39.6 41.6 43.7 45.8 47.9 50.1 52.2
68.0 72.6 77.3 82.3 87.4 92.7 98.2 103.8 109.7 115.7 121.9 128.2 134.7 141.3 148.0 154.9 161.9 168.9
Cap. Óptima
Unit. (MVA):28
Cap. Óptima
Total (MW): 79.8 79.8 79.8 106.4 106.4 106.4 106.4 106.4 133.0 133.0 133.0 133.0 159.6 159.6 159.6 159.6 159.6 159.6
85% 91% 97% 77% 82% 87% 92% 98% 82% 87% 92% 96% 84% 89% 93% 97% 101% 106%
SETs
Existentes Cajamarca
Nro de
Transf.: 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Moyococha Nro de
Transf.: 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Nueva Nro de
Transf.:Adelanto de Nueva SET → 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Nuevas
CAJAMARCA
22.9/10 kV
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
17.9 19.3 20.9 22.7 24.5 26.5 28.6 30.8 33.2 35.7 38.3 41.1 44.0
8.0 8.6 9.4 10.1 11.0 11.8 12.8 13.8 14.9 16.0 17.2 18.4 19.7
25.9 27.9 30.3 32.8 35.5 38.3 41.4 44.6 48.0 51.7 55.5 59.5 63.7
Cap. Óptima
Unit. (MVA):28
Cap. Óptima
Total (MW): 26.6 53.2 53.2 53.2 53.2 53.2 53.2 53.2 53.2 53.2 79.8 79.8 79.8
97% 52% 57% 62% 67% 72% 78% 84% 90% 97% 70% 75% 80%
SETs
Existentes Cajamarca
Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2
Moyococha Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Nueva Nro de
Transf.:
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Nuevas
CAJAMARCA
22.9/10 kV
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 48
TRUJILLO
Del gráfico anterior se puede apreciar que el área de influencia total cubierta por las
SETs existentes del área urbana de la ciudad de Trujillo, calculada a partir de su
capacidad óptima de 60 MVA, no sería suficiente para atender toda el área urbana
expandida al 2026. En este caso, el mayor desarrollo urbano de la zona centro de la
ciudad de Trujillo (zona de alta densidad) se atendería con alimentadores cargados
desde las SETs Trujillo Noroeste y Trujillo Sur, implicando mayores pérdidas eléctricas
(mayores distancias).
Por otro lado, en el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona
de Trujillo (área Urbana) hasta el año 2026. Se observa que para el año 2021 las SETs
existentes se sobrecargarían, por lo que, sumado a las razones anteriores, se hace
necesaria la inclusión de una nueva SET al centro del área urbana de la ciudad de
Trujillo. En función de las condiciones de demanda y flexibilización de la operación, se
podrá adelantar el proyecto de la nueva SET.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 49
La necesidad de la nueva SET en Trujillo fue también analizada en el Plan de
Inversiones 2013-2017 y, resultado de ello, se propuso el proyecto nueva SET Trujillo
Centro 60/23/10 kV de 60 MVA.
Considerando el horizonte de planificación al año 2026, se puede observar que será
necesaria la ampliación de la SET Trujillo Sur a 260 MVA (año 2025), dado que esta
SET sería la próxima en ampliarse por ubicarse en la zona de mayor densidad de
carga.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona de Trujillo
(área Trujillo Urbana) para un horizonte de planificación de 30 años (año 2044). Se
observa la necesidad de dos nuevas SETs. La primera nueva SET podría incorporarse
cuando se presente sobrecarga de las SETs existentes (año 2031) o adelantarse a la
ampliación de la SET Trujillo Noroeste a 260 MVA (año 2028). La segunda nueva SET
podría incorporarse cuando se presente sobrecarga de las SETs existentes (año 2039)
o adelantarse a la ampliación de la SET Porvenir a 260 MVA (año 2034). A partir del
año 2031, se observa la necesidad de aumento de capacidad óptima de las SETs del
área urbana de Trujillo, esto para permitir un mayor periodo entre ampliaciones de las
SETs existentes y nuevas.
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
142.2 152.7 170.6 182.3 197.8 209.1 221.3 234.3 247.9 262.3 277.4 293.2 309.6
- - - - - - - - - - - - -
142.2 152.7 170.6 182.3 197.8 209.1 221.3 234.3 247.9 262.3 277.4 293.2 309.6
Cap. Óptima
Unit. (MVA):60
Cap. Óptima
Total (MW): 228.0 228.0 228.0 228.0 228.0 228.0 228.0 285.0 285.0 285.0 285.0 342.0 342.0
62% 67% 75% 80% 87% 92% 97% 82% 87% 92% 97% 86% 91%
Trujil lo Norte Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Porvenir Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Trujil lo Sur Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2
Trujil lo
Noroeste
Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Trujil lo Centro Nro de
Transf.:Adelanto de Nueva SET → 1 1 1 1 1 1
Nueva 1 Nro de
Transf.:
Nueva 2 Nro de
Transf.:
SETs
Nuevas
SETs
Existentes
TRUJILLO
22.9/10 kV
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 50
LIBERTAD NOROESTE
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044
326.7 344.5 363.0 382.2 402.0 422.5 443.6 465.3 487.7 510.6 534.1 558.2 582.7 607.7 633.2 659.0 685.2 711.6
- - - - - - - - - - - - - - - - - -
326.7 344.5 363.0 382.2 402.0 422.5 443.6 465.3 487.7 510.6 534.1 558.2 582.7 607.7 633.2 659.0 685.2 711.6
Cap. Óptima
Unit. (MVA):60
Cap. Óptima
Total (MW): 342.0 399.0 399.0 399.0 456.0 456.0 456.0 513.0 513.0 513.0 570.0 570.0 627.0 627.0 684.0 684.0 741.0 741.0
96% 86% 91% 96% 88% 93% 97% 91% 95% 100% 94% 98% 93% 97% 93% 96% 92% 96%
Trujil lo Norte Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2
Porvenir Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Trujil lo Sur Nro de
Transf.: 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Trujil lo
Noroeste
Nro de
Transf.: 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Trujil lo Centro Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2
Nueva 1 Nro de
Transf.:← Adelanto Nueva SET 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2
Nueva 2 Nro de
Transf.:Adelanto de Nueva SET → 1 1 1 1 1 1
SETs
Nuevas
SETs
Existentes
TRUJILLO
22.9/10 kV
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 51
Del gráfico anterior se puede apreciar que el área de influencia correspondiente a la
SET Guadalupe 02, calculada con su capacidad óptima de 30 MVA, sería suficiente para
atender toda el área urbana expandida al 2026. No obstante se observa también que
existe un mayor desarrollo (zona de alta densidad) al lado norte de la SET Guadalupe
02. Esta demanda se atendería con alimentadores cargados desde la SET Guadalupe
02, implicando mayores pérdidas eléctricas (mayores distancias) y menor confiabilidad
(pocos puntos de traspaso de carga, actualmente se realiza desde los alimentadores de
la SET Guadalupe 01).
La necesidad de la nueva SET al norte de la SET Guadalupe 02 fue también analizada
en el Plan de Inversiones 2013-2017 y, resultado de ello, se propuso el proyecto nueva
SET Chepen 60/22.9/10 kV (TP-6032) de 25/15/12 MVA ONAN, 30/18/15 MVA ONAF.
Como parte de este proyecto se desactiva la SET Guadalupe 02, las cargas de la misma
se atenderían desde la SET Chepén, incluida la SET La Calera, que inicialmente era
atendida en 33 kV, pasará a incluir en alimentadores de 10 kV.
En la siguiente figura se muestra el área de influencia de la SET Chepén con una
capacidad óptima de 30 MVA. Cabe hacer notar que el área polígono 2026 no se ha
cambiado, puesto que el área urbana sigue siendo la misma, independientemente que
la SET Guadalupe 02 no esté.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 52
Por otro lado, en el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona
de La Libertad Noroeste (área Urbana y Rural) hasta el año 2026. Se observa que el
año 2015 ingresa la SET Chepén con su capacidad óptima.
Considerando el horizonte de planificación al año 2026, se puede observar que no será
necesario ampliar ninguna SET del área urbana.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona de La
Libertad Noroeste (área Urbana y Rural) para un horizonte de planificación de 30 años
(año 2044). Se observa la necesidad de una nueva SET que podría incorporarse
cuando se presente sobrecarga de las SET Chepén (año 2031) dada mayor densidad
de carga en la zona.
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
4.2 4.6 4.9 5.4 5.8 6.3 6.8 7.3 7.8 8.4 9.1 9.7 10.4
4.2 4.5 4.9 5.3 5.8 6.2 6.7 7.2 7.8 8.4 9.0 9.6 10.3
8.4 9.1 9.9 10.7 11.5 12.5 13.5 14.5 15.6 16.8 18.0 19.3 20.7
Cap. Óptima
Unit. (MVA):30
Cap. Óptima
Total (MW): 22.8 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5 28.5
37% 32% 35% 37% 41% 44% 47% 51% 55% 59% 63% 68% 73%
SETs
Existentes Guadalupe 02
Nro de
Transf.: 0.8
Chepén Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Nueva Nro de
Transf.:
LIBERTAD
NOROESTE
22.9/10 kV
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Nuevas
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044
11.1 11.9 12.6 13.4 14.3 15.1 16.0 17.0 17.9 18.9 19.9 20.9 22.0 23.1 24.2 25.3 26.4 27.6
11.0 11.8 12.5 13.3 14.2 15.0 15.9 16.8 17.8 18.8 19.8 20.8 21.8 22.9 24.0 25.1 26.2 27.4
22.1 23.6 25.2 26.8 28.4 30.2 31.9 33.8 35.7 37.6 39.6 41.7 43.8 46.0 48.2 50.4 52.7 55.0
Cap. Óptima
Unit. (MVA):30
Cap. Óptima
Total (MW): 28.5 28.5 28.5 28.5 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0
78% 83% 88% 94% 50% 53% 56% 59% 63% 66% 70% 73% 77% 81% 84% 88% 92% 96%
SETs
Existentes Guadalupe 02
Nro de
Transf.:
Chepén Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Nueva Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
LIBERTAD
NOROESTE
22.9/10 kV
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Nuevas
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 53
HUARAZ
Del gráfico anterior se puede apreciar que el área de influencia correspondiente a la
SET Huaraz, calculada con su capacidad óptima de 20 MVA, sería suficiente para
atender toda el área urbana expandida al 2026. Se observa también que la nueva SET
Huaraz Oeste, puesta en operación en Agosto 2014 con un transformador 138/60/10
kV (TP-A049) 30/30/10 MVA ONAN, 40/40/13 MVA ONAF, podría atender parte de la
carga del área urbana, pero debido a su ubicación no se podrá atender cargas del
centro urbano ni las cargas incorporadas en esta zona. Al respecto, es importante
resaltar que dada las condiciones de emergencia que presentaba la zona de Callejón
de Huaylas (interrupciones resultado de tener un único punto de suministro en la SET
Huallanca) fue necesaria la inclusión de la SET Huaraz Oeste como nuevo punto de
suministro.
Por otro lado, en el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona
de Huaraz (área Urbana y Rural) hasta el año 2026. Se observa que para el año 2018
la SET Huaraz se sobrecargaría. En la solución de planificación no resultaría viable
adicionar una nueva SET en el centro urbano dado que la SET Huaraz cubre el área de
influencia de la zona urbana y cualquier alternativa de nueva SET tendría que competir
con la ampliación de la SET Huaraz a 220 MVA, por lo que esta última resulta ser más
económica.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 54
Considerando el horizonte de planificación al año 2026, se puede observar que no será
necesario ampliar ninguna SET del área urbana.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona de Huaraz
(área Urbana y Rural) para un horizonte de planificación de 30 años (año 2044). Se
observa la necesidad de una nueva SET que podría incorporarse cuando se presente
sobrecarga de las SET Huaraz (año 2028) y otra nueva SET (año 2041) o adelantarse a
la ampliación de la SET Huaraz nueva 1 a 220 MVA (año 2035).
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
10.1 10.9 11.8 12.8 13.8 14.9 16.1 17.4 18.7 20.1 21.5 23.1 24.6
3.4 3.7 4.0 4.3 4.7 5.0 5.4 5.9 6.3 6.8 7.3 7.8 8.3
13.5 14.6 15.8 17.1 18.5 20.0 21.6 23.2 25.0 26.8 28.8 30.8 33.0
Cap. Óptima
Unit. (MVA):20
Cap. Óptima
Total (MW): 19.0 19.0 19.0 19.0 38.0 38.0 38.0 38.0 38.0 38.0 38.0 38.0 38.0
71% 77% 83% 90% 49% 53% 57% 61% 66% 71% 76% 81% 87%
Huaraz Nro de
Transf.: 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Huaraz
Oeste
Nro de
Transf.:No toma carga del área urbana
Nueva 1 Nro de
Transf.:
Nueva 2 Nro de
Transf.:
HUARAZ
22.9/13.8 kV
SETs
Existentes
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Nuevas
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044
26.3 28.0 29.8 31.7 33.6 35.6 37.7 39.8 42.0 44.2 46.5 48.9 51.3 53.8 56.3 58.8 61.4 64.0
8.9 9.5 10.1 10.7 11.3 12.0 12.7 13.4 14.2 14.9 15.7 16.5 17.3 18.1 19.0 19.9 20.7 21.6
35.2 37.5 39.9 42.4 45.0 47.6 50.4 53.2 56.2 59.2 62.2 65.4 68.6 71.9 75.3 78.7 82.2 85.7
Cap. Óptima
Unit. (MVA):20
Cap. Óptima
Total (MW): 38.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0 76.0 76.0 76.0 76.0 76.0 76.0 95.0 95.0 95.0 95.0
93% 66% 70% 74% 79% 84% 88% 93% 74% 78% 82% 86% 90% 95% 79% 83% 86% 90%
Huaraz Nro de
Transf.: 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Huaraz
Oeste
Nro de
Transf.:
Nueva 1 Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Nueva 2 Nro de
Transf.:← Adelanto Nueva SET 1 1 1 1
HUARAZ
22.9/13.8 kV
SETs
Existentes
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Nuevas
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 55
CHIMBOTE
Del gráfico anterior se puede apreciar que el área de influencia total cubierta por las
SETs existentes del área urbana de la ciudad de Chimbote, calculada a partir de su
capacidad óptima de 30 MVA, no sería suficiente para atender toda el área urbana
expandida al 2026. En este caso, el mayor desarrollo urbano de la zona sur de la
ciudad de Chimbote (zona de media densidad) se atendería con alimentadores
cargados desde las SETs Chimbote Sur y Trapecio, implicando mayores pérdidas
eléctricas (mayores distancias).
Por otro lado, en el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona
de Chimbote (área Urbana) hasta el año 2026. Se observa que para el año 2020 las
SETs existentes se sobrecargarían, por lo que, sumado a las razones anteriores, se
hace necesaria la inclusión de una nueva SET al sur del área urbana de la ciudad de
Chimbote. En función de las condiciones de demanda y flexibilización de la operación,
se podrá adelantar el proyecto de la nueva SET.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 56
Considerando el horizonte de planificación al año 2026, se puede observar que será
necesaria la ampliación de la SET Trapecio a 230 MVA (año 2038), dado que esta SET
sería la próxima en ampliarse por ubicarse en la zona de mayor densidad de carga.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de la zona de Chimbote
(área Urbana) para un horizonte de planificación de 30 años (año 2044). Se observa la
necesidad de una otra nueva SET. Esta nueva SET podría incorporarse cuando se
presente sobrecarga de las SETs existentes (año 2032) o adelantarse a la ampliación
de la SET Chimbote Norte a 230 MVA (año 2029). A partir del año 2029, se observa la
necesidad de aumento de capacidad óptima de las SETs del área urbana de Chimbote,
esto para permitir un mayor periodo entre ampliaciones de las SETs existentes y
nuevas. En caso no se aumente la capacidad óptima, las SETs Chimbote Sur, Nueva 1
y Nueva 2 deberán ampliarse a 230 MVA.
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
64.5 67.7 71.6 75.8 80.2 84.8 89.9 95.3 100.9 106.9 113.1 119.7 126.5
- - - - - - - - - - - - -
64.5 67.7 71.6 75.8 80.2 84.8 89.9 95.3 100.9 106.9 113.1 119.7 126.5
Cap. Óptima
Unit. (MVA):30
Cap. Óptima
Total (MW): 85.5 85.5 85.5 85.5 85.5 85.5 114.0 114.0 114.0 114.0 114.0 142.5 142.5
75% 79% 84% 89% 94% 99% 79% 84% 89% 94% 99% 84% 89%
Chimbote
Norte
Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Chimbote Sur Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Trapecio Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2
Nueva 1 Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1
Nueva 2 Nro de
Transf.:
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Existentes
SETs
Nuevas
CHIMBOTE
22.9/13.8 kV
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
Zona de
DemandaÍtem 1 Ítem 2 Ítem 3 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044
133.6 140.9 148.6 156.5 164.7 173.2 181.9 190.9 200.1 209.6 219.3 229.2 239.3 249.6 260.1 270.7 281.5 292.4
- - - - - - - - - - - - - - - - - -
133.6 140.9 148.6 156.5 164.7 173.2 181.9 190.9 200.1 209.6 219.3 229.2 239.3 249.6 260.1 270.7 281.5 292.4
Cap. Óptima
Unit. (MVA):30
Cap. Óptima
Total (MW): 142.5 142.5 171.0 171.0 171.0 199.5 199.5 199.5 228.0 228.0 228.0 256.5 256.5 256.5 285.0 285.0 285.0 285.0
94% 99% 87% 92% 96% 87% 91% 96% 88% 92% 96% 89% 93% 97% 91% 95% 99% 103%
Chimbote
Norte
Nro de
Transf.: 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Chimbote Sur Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Trapecio Nro de
Transf.: 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Nueva 1 Nro de
Transf.: 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2
Nueva 2 Nro de
Transf.:← Adelanto Nueva SET 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2
Demanda Total (MW):
Factor de Utilización (%):
SETs
Existentes
SETs
Nuevas
CHIMBOTE
22.9/13.8 kV
Demanda - Área Urbana (MW):
Demanda - Área Rural (MW):
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 57
5. NUEVAS SETS Y DISTRIBUCIÓN DE CARGA ENTRE LAS SETS EXISTENTES Y NUEVAS
Dada la necesidad de nuevas SETs vista en la sección anterior, para el año 2026 se
realizaron los trabajos de ubicación de nuevas SETs en las zonas urbanas y distribución
de carga entre las SETs existentes y nuevas.
La ubicación de las nuevas SETs se realizó mediante el método de mediatrices, dado
que se mantiene una capacidad óptima uniforme entre SETs, y aproximación iterativa
al centro de carga resultante del área de influencia de la nueva SET, dentro del área
urbana expandida al año 2026.
El proceso de ubicación de una nueva SET comprende los siguientes pasos:
Se procede a ubicar la nueva SET en un punto en función de la densidad de carga,
ubicado en zonas de mayor densidad de carga.
Se procede a realizar el método de las mediatrices para ver el área de influencia
de dicha SET nueva. Se consideran las SETs existentes de todo el sistema
eléctrico.
Se calcula el centro de carga de dicha área de influencia. Para este cálculo se
consideran las SEDs (subestaciones de distribución MT/BT) que se encuentran
dentro del área de influencia.
Se compara la posición del centro de carga con la posición asumida por la nueva
SET. Cuando la diferencia entre ellas sea mínima, con una tolerancia de distancia
de 50 metros, se da por terminada el proceso de ubicación. Caso contrario, se
sigue el proceso, es decir, se realizan la siguiente iteración utilizando como nueva
ubicación el centro de carga encontrado.
Por último, se utiliza nuevamente el método de las mediatrices para obtener las áreas
de influencia finales de las SETs existentes y nuevas. Esto permite determinar la
distribución de la carga entre estas SETs.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 58
CAJAMARCA
La ubicación de la SET Moyococha fue obtenida de los estudios relacionados con este
proyecto, el cual está en ejecución para su puesta en operación en Noviembre de
2015. De la figura se observa que la SET Moyococha está ubicada alejada del área
urbana que se desarrollaría en el año 2026. No obstante, se deben confirmar los
nuevos proyectos que propiciarían un crecimiento espacial de la demanda en el área
norte de la ciudad de Cajamarca.
En la siguiente figura se muestra la distribución de la carga entre SETs.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 59
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 60
LIBERTAD NOROESTE
La ubicación de la SET Chepén fue obtenida de los estudios relacionados con este
proyecto, el cual está en ejecución para su puesta en operación en Junio de 2015. De
la figura se observa que la SET Chepén está ubicada alejada del área urbana que se
desarrollaría en el año 2026. No obstante, se observa un crecimiento espacial y
disperso de la demanda rural en el área este que sería atendida por esta SET.
En la siguiente figura se muestra la distribución de la carga entre SETs.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 61
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 62
HUARAZ
La ubicación de la SET Huaraz Oeste fue obtenida de los estudios relacionados con
este proyecto, el cual fue ejecutado y su puesta en operación fue en Agosto de 2014.
Se observa también que la nueva SET Huaraz Oeste podría atender parte de la carga
del área rural de la SET Huaraz.
En la siguiente figura se muestra la distribución de la carga entre SETs.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 63
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 64
CHIMBOTE
En el caso del área urbana de la ciudad de Chimbote, no existe aún un plan de
proyecto que envuelva una nueva SET, pero por lo visto en este informe, la necesidad
de una nueva SET es latente en la parte Sur de Chimbote Sur.
El proceso que se realizó para ubicar una nueva SET en la ciudad de Chimbote sigue
las siguientes iteraciones:
1ERA ITERACIÓN
De la primera iteración se puede observar que el centro de carga no coincide con la
primera posición que se dio a la nueva SET, esto evidenciado por una distancia de 700
metros de diferencia aproximadamente. Se procede a hacer una siguiente iteración.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 65
2DA ITERACIÓN
De la segunda iteración se puede observar que el centro de carga coincide con la
segunda posición que se dio a la nueva SET, esto evidenciado por una distancia menor
de 50 metros de diferencia, aproximadamente. Por tanto, esta ubicación es una
ubicación óptima de la nueva SET.
En la siguiente figura se muestra la distribución de la carga entre SETs.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 66
La posición de la Nueva SET Chimbote Nueva sería (en UTM Zona 18 S):
X (metros): 114164.3
Y (metros): 8988022.8
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 67
TRUJILLO
En el caso del área urbana de la ciudad de Trujillo, existe un plan de proyecto que
envuelva una nueva SET, proyecto que será desarrollado por el MINEM. Dada que la
necesidad de una nueva SET es latente entre la SET Trujillo Noroeste y Trujillo Sur, se
procedió a verificar la ubicación de la misma.
El proceso que se realizó para ubicar una nueva SET en la ciudad de Trujillo sigue las
siguientes iteraciones:
1ERA ITERACIÓN
De la primera iteración se puede observar que el centro de carga no coincide con la
primera posición que se dio a la nueva SET, esto evidenciado por una distancia de 500
metros de diferencia aproximadamente. Se procede a hacer una siguiente iteración.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 68
2DA ITERACIÓN
De la segunda iteración se puede observar que el centro de carga no coincide con la
primera posición que se dio a la nueva SET, esto evidenciado por una distancia de 300
metros de diferencia aproximadamente. Se procede a hacer una siguiente iteración.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 69
3ERA ITERACIÓN
De la segunda iteración se puede observar que el centro de carga coincide con la
segunda posición que se dio a la nueva SET, esto evidenciado por una distancia menor
de 50 metros de diferencia, aproximadamente. Por tanto, esta ubicación es una
ubicación óptima de la nueva SET.
En la siguiente figura se muestra la distribución de la carga entre SETs.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 70
La posición de la Nueva SET Trujillo Centro sería (en UTM Zona 18 S):
X (metros): 55379.8
Y (metros): 9101124.0
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 71
6. NUEVAS SETS EN ÁREAS RURALES
Existe necesidad de incluir nuevas SETs en áreas rurales debido principalmente a
atender la transmisión de potencia a grandes distancias. Por esta razón, en esta
sección se evaluará la ubicación de SETs rurales a partir de considerar una demanda
más dispersa y con un contenido de cargas mayores puntuales (clientes mineros o
agroindustriales).
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 72
HUAMACHUCO
La existencia de cargas mineras entre las SETs Cajabamba y Pallasca (Minaspampa, La
Quinua, entre otras), hace necesario una nueva ubicación de la SET Huamachuco para
poder atender dicha carga en una forma adecuada.
Para ubicar la nueva SET Huamachuco se realizó un mapa de densidad de carga en el
año 2026 para poder encontrar las zonas con mayor densidad y así poder elegir una
posición inicial para esta nueva SET.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 73
En la figura anterior se muestra que la SET Huamachuco debería ubicarse debajo de su
actual posición. Es por ello que se ubicó una posición inicial en esa área y se comparó
con el centro de carga.
Los resultados del proceso de determinación de ubicación de la nueva SET
Huamachuco se muestran a continuación:
1ERA ITERACIÓN
De la primera iteración se puede observar que el centro de carga no se acerca a la
primera posición que le dimos a la SET, estando a una distancia de más de 2000
metros aproximadamente. Se procede a hacer una segunda iteración.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 74
2DA ITERACIÓN:
De esta segunda iteración se puede observar que el centro de carga tiene una
distancia con respecto a la nueva ubicación de la SET HUAMACHUCO de casi 200
metros, por lo que esta nueva ubicación sería la óptima.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 75
La posición de la Nueva SET Huamachuco sería (en UTM Zona 18 S):
X (metros): 167149. 1
Y (metros): 9130970.4
Para la evaluación de conexión de la SET al sistema interconectado, se pretende
evaluar alternativas de punto de suministro en la SET Ramada 220 kV y SET
Cajabamba 60 kV. En el siguiente gráfico se muestra las longitudes de las posibles
líneas de transmisión AT que unirían la SET Huamachuco con la SET Cajabamba y SET
Ramada.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 76
IV. PLANIFICACIÓN PARA ATENDER LAS NECESIDADES DE CAPACIDAD EN SETS AT/MT
PREMISAS:
En este desarrollo se puede considerar el traspaso de carga entre las SETs
existentes, entre SETs existentes y nuevas y, en último caso, no se debe incluir
alguna solicitación de carga importante si no se puede atender este suministro
mediante los recursos planificados.
Para atender integralmente el crecimiento de la demanda y debido a los tiempos de
desarrollo de ampliaciones de las SETs, se puede considerar la opción de rotación
de transformadores desde la reserva de transformadores.
1. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-203 (Redistribución
de la Proyección de la Máxima Demanda de las SETs) del Sistema Eléctrico de
Transmisión de la Unidad de Negocio Huaraz.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 77
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 66 4.55 4.91 5.33 5.78 6.25 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75
MD (MVA) MV 22.9 0.00 0.54 1.10 1.70 2.33 2.99 3.69 4.41
MD (MVA) LV 13.8 4.55 4.91 5.33 5.78 6.25 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 6.75 Constante en 6.75 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 66 1977 6.25 6.25 6.25 6.25 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 Transformador TP-6010
POT. INST. (MVA) MV 22.9 2019 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 Transformador nuevo
SET AT/MT CARAZ POT. INST. (MVA) LV 13.8 6.25 6.25 6.25 6.25 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00
CARAZ - CARHUAZ FACTOR DE USO HV 66 73% 79% 85% 93% 69% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75%
FACTOR DE USO MV 22.9 0% 11% 22% 34% 47% 60% 74% 88%
FACTOR DE USO LV 13.8 73% 79% 85% 93% 89% 96% 96% 96% 96% 96% 96% 96% 96%
RESERVA SET CARAZ - TP-6010 POT. INST. (MVA) HV 66 1977 6.25
POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.25 Baja por obsolescencia.
MD (MVA) HV 66 3.03 4.17 4.45 4.75 5.06 5.40 5.75 5.75 5.75 5.75 5.75 5.75 5.75
MD (MVA) MV 22.9 0.00 0.38 0.78 1.20 1.64 2.10 2.58
MD (MVA) LV 13.8 3.03 4.17 4.45 4.75 5.06 5.40 5.75 5.75 5.75 5.75 5.75 5.75 5.75 Constante en 5.75 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 66 1976 5.00 5.00 5.00 5.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 Transformador TP-6011
SET AT/MT CARHUAZ POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 Transformador rotado desde reserva SET Ticapampa.
POT. INST. (MVA) LV 13.8 5.00 5.00 5.00 5.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00
FACTOR DE USO HV 66 61% 83% 89% 95% 56% 60% 64% 64% 64% 64% 64% 64% 64%
FACTOR DE USO MV 22.9 8% 16% 24% 33% 42% 52%
FACTOR DE USO LV 13.8 61% 83% 89% 95% 72% 77% 82% 82% 82% 82% 82% 82% 82%
RESERVA SET CARHUAZ - TP-6011 POT. INST. (MVA) HV 66 1976 5.00
POT. INST. (MVA) MV 13.8 5.00 Baja por obsolescencia.
MD (MVA) HV 138 14.26 17.00 24.46 19.44 20.16 20.88 21.60 22.33 23.06 23.79 24.54 24.63 24.73
MD (MVA) MV 66 14.26 17.00 24.46 19.44 20.16 20.88 21.60 22.33 23.06 23.79 24.54 24.63 24.73 Factor de simultaneidad de 0.65
MD (MVA) LV 13.8
POT. INST. (MVA) HV 138 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 Transformador TP-A049
HUARAZ SET MAT/AT/MT HUARAZ OESTE POT. INST. (MVA) MV 66 2013 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00
FACTOR DE USO HV 138 36% 43% 61% 49% 50% 52% 54% 56% 58% 59% 61% 62% 62%
FACTOR DE USO MV 66 36% 43% 61% 49% 50% 52% 54% 56% 58% 59% 61% 62% 62%
FACTOR DE USO LV 13.8
MD (MVA) HV 66 14.19 15.33 19.81 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00 19.00 19.00 19.00
MD (MVA) MV 13.8 14.19 15.33 19.81 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00 19.00 19.00 19.00
MD (MVA) LV 10
POT. INST. (MVA) HV 66 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador TP-6012
SET AT/MT HUARAZ POT. INST. (MVA) MV 13.8 2005 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) LV 10 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67
FACTOR DE USO HV 66 71% 77% 99% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 95% 95%
FACTOR DE USO MV 13.8 71% 77% 99% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 95% 95%
FACTOR DE USO LV 10
MD (MVA) HV 66 9.20 9.68 10.23 10.91 11.68 12.55 13.51 14.58 16.74 18.99
MD (MVA) MV 22.9 0.20 0.68 1.23 1.91 2.68 3.55 4.51 5.58 7.74 9.99
MD (MVA) LV 13.8 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 Constante en 9 MVA en 13.8 kV, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 66 2017 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador nuevo
SET AT/MT HUARAZ POT. INST. (MVA) MV 22.9 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
FACTOR DE USO HV 66 46% 48% 51% 55% 58% 63% 68% 73% 84% 95%
FACTOR DE USO MV 22.9 2% 7% 12% 19% 27% 35% 45% 56% 77% 100%
FACTOR DE USO LV 13.8 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 90%
MD (MVA) HV 66 7.75 10.83 17.82 17.91 18.01 18.12 18.23 18.35 18.48 18.61 18.75 18.89 19.04
MD (MVA) MV 22.9 3.10 4.60 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 Solo se atiende ampliación de Minera Lincuna 6 MW.
MD (MVA) LV 13.8 4.65 6.23 4.82 4.91 5.01 5.12 5.23 5.35 5.48 5.61 5.75 5.89 6.04
POT. INST. (MVA) HV 66 9.00 9.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador TP-6030
SET AT/MT TICAPAMPA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 5.00 5.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 2016 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
FACTOR DE USO HV 66 86% 120% 89% 90% 90% 91% 91% 92% 92% 93% 94% 94% 95%
FACTOR DE USO MV 22.9 62% 92% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87% 87%
FACTOR DE USO LV 13.8 66% 89% 69% 70% 72% 73% 75% 76% 78% 80% 82% 84% 86%
POT. INST. (MVA) HV 66 2010 9.00 9.00 9.00
RESERVA SET TICAPAMPA - TP-6030 POT. INST. (MVA) MV 22.9 5.00 5.00 5.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 7.00 7.00 7.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 78
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 79
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 66 0.34 0.37 0.40 0.43 0.47 0.51 0.55 0.59 0.63 0.68 0.73 0.78 0.83
MD (MVA) MV 13.2 0.34 0.37 0.40 0.43 0.47 0.51 0.55 0.59 0.63 0.68 0.73 0.78 0.83
POT. INST. (MVA) HV 66 1995 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 Transformador TP-6014
PALLASCA SET AT/MT LA PAMPA POT. INST. (MVA) MV 13.2 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
FACTOR DE USO HV 66 9% 9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 20% 21%
FACTOR DE USO MV 13.2 9% 9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 20% 21%
MD (MVA) HV 66 6.96 7.84 8.42 9.04 9.70 10.39 11.13 11.91 12.74 13.61 14.53 15.49 16.48
MD (MVA) MV 22.9 6.88 7.75 8.33 8.94 9.70 10.39 11.13 11.91 12.74 13.61 14.53 15.49 16.48
MD (MVA) LV 10 0.08 0.09 0.09 0.10 Se atiende demanda de 10 kV en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 66 9.00 9.00 9.00 9.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 Transformador TP-6015
SET AT/MT PALLASCA POT. INST. (MVA) MV 22.9 1995 9.00 9.00 9.00 9.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 Transformador nuevo.Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 10 2.50 2.50 2.50 2.50
FACTOR DE USO HV 66 77% 87% 94% 100% 54% 58% 62% 66% 71% 76% 81% 86% 92%
FACTOR DE USO MV 22.9 76% 86% 93% 99% 54% 58% 62% 66% 71% 76% 81% 86% 92%
FACTOR DE USO LV 10 3% 3% 4% 4%
POT. INST. (MVA) HV 66 1995 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00
RESERVA SET PALLASCA - TP-6015 POT. INST. (MVA) MV 22.9 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00
POT. INST. (MVA) LV 10 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50
MD (MVA) HV 138 8.52 9.71 10.08 10.47 10.89 11.32 11.79 12.28 12.81 13.36 13.93 14.54 15.17
MD (MVA) MV 60 7.54 8.65 8.93 9.22 9.53 9.86 10.21 10.58 10.98 11.39 11.83 12.28 12.75
MD (MVA) LV 22.9 0.98 1.06 1.15 1.25 1.35 1.46 1.58 1.70 1.83 1.97 2.11 2.26 2.42
POT. INST. (MVA) HV 138 10.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-A045
SIHUAS SET MAT/AT/MT SIHUAS POT. INST. (MVA) MV 60 2003 6.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador nuevo (TP-A052). Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 22.9 2015 5.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
FACTOR DE USO HV 138 85% 65% 67% 70% 73% 75% 79% 82% 85% 89% 93% 97% 101%
FACTOR DE USO MV 60 126% 72% 74% 77% 79% 82% 85% 88% 91% 95% 99% 102% 106%
FACTOR DE USO LV 22.9 20% 35% 38% 42% 45% 49% 53% 57% 61% 66% 70% 75% 81%
MD (MVA) HV 60 1.49 1.60 1.74 1.89 2.04 2.21 2.38 2.57 2.76 2.97 3.18 3.41 3.65
MD (MVA) MV 22.9 1.49 1.60 1.74 1.89 2.04 2.21 2.38 2.57 2.76 2.97 3.18 3.41 3.65
POT. INST. (MVA) HV 60 2003 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 Transformador TP-6023
SET AT/MT POMABAMBA POT. INST. (MVA) MV 22.9 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
FACTOR DE USO HV 60 25% 27% 29% 31% 34% 37% 40% 43% 46% 49% 53% 57% 61%
FACTOR DE USO MV 22.9 25% 27% 29% 31% 34% 37% 40% 43% 46% 49% 53% 57% 61%
MD (MVA) HV 60 6.05 7.04 7.18 7.33 7.49 7.65 7.83 8.02 8.22 8.42 8.64 8.87 9.11
MD (MVA) MV 22.9 5.91 6.89 7.02 7.15 7.29 7.44 7.60 7.77 7.95 8.13 8.33 8.54 8.75
MD (MVA) LV 13.8 0.14 0.16 0.17 0.18 0.20 0.21 0.23 0.25 0.27 0.29 0.31 0.33 0.35
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6012
SET AT/MT HUARI POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 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
POT. INST. (MVA) LV 13.8 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
FACTOR DE USO HV 60 67% 78% 80% 81% 83% 85% 87% 89% 91% 94% 96% 99% 101%
FACTOR DE USO MV 22.9 66% 77% 78% 79% 81% 83% 84% 86% 88% 90% 93% 95% 97%
FACTOR DE USO LV 13.8 5% 5% 6% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 10% 11% 12%
POT. INST. (MVA) HV 138 2003 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
RESERVA SET SIHUAS - 200793 POT. INST. (MVA) MV 60 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
POT. INST. (MVA) LV 23 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 80
2. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-203 (Redistribución de la Proyección de la Máxima Demanda de las SETs) del
Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de Negocio Cajamarca.
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 60 1.71 2.73 3.34 3.51 3.68 3.87 4.08 4.29 4.52 4.76 5.02 5.28 5.56
MD (MVA) MV 22.9 0.98 1.71 1.80 1.97 2.14 2.33 2.54 2.75 2.98 3.22 3.48 3.74 4.02
MD (MVA) LV 10 0.74 1.02 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 Constante en 1.5 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6020
CAJAMARCA - BARRA A SET AT/MT SAN MARCOS POT. INST. (MVA) MV 22.9 1998 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 34% 55% 67% 70% 74% 77% 82% 86% 90% 95% 100% 106% 111%
FACTOR DE USO MV 22.9 20% 34% 36% 39% 43% 47% 51% 55% 60% 64% 70% 75% 80%
FACTOR DE USO LV 10 37% 51% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77%
MD (MVA) HV 60 7.06 9.82 9.76 4.94 5.20 5.46 5.75 6.06 6.39 6.73 7.09 7.47 7.86
MD (MVA) MV 22.9 5.82 8.47 7.90 2.97 3.09 3.36 3.65 3.96 4.28 4.63 4.99 5.36 5.76
MD (MVA) LV 10 1.24 1.34 1.85 1.97 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 Constante en 2.1 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6021
SET AT/MT CAJABAMBA POT. INST. (MVA) MV 22.9 1997 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 78% 109% 108% 55% 58% 61% 64% 67% 71% 75% 79% 83% 87%
FACTOR DE USO MV 22.9 65% 94% 88% 33% 34% 37% 41% 44% 48% 51% 55% 60% 64%
FACTOR DE USO LV 10 50% 54% 74% 79% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84% 84%
SET AT/MT CAJABAMBA MD (MVA) MV 22.9 1.19 2.11 2.86 2.97 3.09 3.36 3.65 3.96 4.28 4.63 4.99 5.36 5.76
MD (MVA) HV 60 4.63 6.36 5.05 13.35 13.83 14.33 14.89 15.47 16.09 16.74 17.43 18.15 18.90
MD (MVA) MV 22.9 4.63 6.36 5.05 13.35 13.83 14.33 14.89 15.47 16.09 16.74 17.43 18.15 18.90 No se atiende 6 MVA de demanda incorporada en SET Huamachuco
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 60 2017 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador nuevo
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA POT. INST. (MVA) MV 22.9 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00
FACTOR DE USO HV 60 53% 55% 57% 60% 62% 64% 67% 70% 73% 76%
FACTOR DE USO MV 22.9 53% 55% 57% 60% 62% 64% 67% 70% 73% 76%
MD (MVA) HV 60 2.37 3.41 3.85 4.08 4.33 4.59 4.87 5.17 5.49 5.82 6.17 6.54 6.93
MD (MVA) MV 22.9 2.37 3.41 3.85 4.08 4.33 4.59 4.87 5.17 5.49 5.82 6.17 6.54 6.93
POT. INST. (MVA) HV 60 2003 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 Transformador TP-6016
SET AT/MT CELENDIN POT. INST. (MVA) MV 22.9 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
FACTOR DE USO HV 60 26% 38% 43% 45% 48% 51% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77%
FACTOR DE USO MV 22.9 26% 38% 43% 45% 48% 51% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77%
MD (MVA) HV 60 14.69 15.95 17.29 18.70 20.20 21.82 23.54 25.36 27.28 23.44 25.14 26.91
MD (MVA) MV 22.9
MD (MVA) LV 10 14.69 15.95 17.29 18.70 20.20 21.82 23.54 25.36 27.28 23.44 25.14 26.91 Carga se reparte entre SETs Cajamarca y Moyococha
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 60 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo
SET AT/MT MOYOCOCHA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2015 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
POT. INST. (MVA) LV 10 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00 28.00
FACTOR DE USO HV 60 49% 53% 58% 62% 67% 73% 78% 85% 91% 78% 84% 90%
FACTOR DE USO MV 22.9 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
FACTOR DE USO LV 10 52% 57% 62% 67% 72% 78% 84% 91% 97% 84% 90% 96%
MD (MVA) HV 220 13.35 13.83 14.33 14.89 15.47 16.09 16.74 17.43 18.15 18.90
MD (MVA) MV 60 13.35 13.83 14.33 14.89 15.47 16.09 16.74 17.43 18.15 18.90
MD (MVA) LV 22.9
POT. INST. (MVA) HV 220 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 Transformador rotado de reserva de SET Huaraz (almacén)
SET AT/MT LA RAMADA POT. INST. (MVA) MV 60 2010 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00
POT. INST. (MVA) LV 22.9 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
FACTOR DE USO HV 220 27% 28% 29% 30% 31% 32% 33% 35% 36% 38%
FACTOR DE USO MV 60 33% 35% 36% 37% 39% 40% 42% 44% 45% 47%
FACTOR DE USO LV 22.9
RESERVA SET CAJAMARCA - TP-6022 POT. INST. (MVA) HV 60 1989 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) MV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 81
3. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-203 (Redistribución de la Proyección de la Máxima Demanda de las SETs) del
Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de Negocio Chimbote.
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 132 13.40 15.12 16.90 17.78 18.70 19.68 20.74 21.86 23.05 24.29 25.60 26.97 28.40
MD (MVA) MV 22.9 0.00 0.87 1.80 2.77 3.83 4.96 6.14 7.39 8.70 10.07 11.49
MD (MVA) LV 13.8 13.40 15.12 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 16.90 Constante en 17 MVA en 13.8 kV, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 132 1975 33.33 33.33 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador TP-A008
SET MAT/MT SANTA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2016 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 33.33 33.33 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
CHIMBOTE FACTOR DE USO HV 132 40% 45% 68% 71% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102% 108% 114%
FACTOR DE USO MV 22.9 7% 14% 21% 29% 38% 47% 57% 67% 77% 88%
FACTOR DE USO LV 13.8 40% 45% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94% 94%
RESERVA SET SANTA - TP-A008 POT. INST. (MVA) HV 132 1975 33.33 33.33
POT. INST. (MVA) MV 13.8 33.33 33.33 Baja por obsolescencia.
MD (MVA) HV 138 34.58 34.68 34.80 34.92 35.05 35.19 35.34 35.50 35.67 35.85 36.04 36.23 36.44
MD (MVA) MV 13.8 34.58 34.68 34.80 34.92 35.05 35.19 35.34 35.50 35.67 35.85 36.04 36.23 36.44
POT. INST. (MVA) HV 138 1972 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A042
SET MAT/MT CHIMBOTE 02 POT. INST. (MVA) MV 13.8 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00
FACTOR DE USO HV 138 58% 58% 58% 58% 58% 59% 59% 59% 59% 60% 60% 60% 61%
FACTOR DE USO MV 13.8 58% 58% 58% 58% 58% 59% 59% 59% 59% 60% 60% 60% 61%
MD (MVA) HV 138 33.58 33.92 34.34 34.78 35.25 35.74 36.28 36.84 37.44 38.07 38.74 39.43 40.15
MD (MVA) MV 13.8 33.58 33.92 34.34 34.78 35.25 35.74 36.28 36.84 37.44 38.07 38.74 39.43 40.15
POT. INST. (MVA) HV 138 1960 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A043
SET MAT/MT CHIMBOTE 02 POT. INST. (MVA) MV 13.8 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00
FACTOR DE USO HV 138 56% 57% 57% 58% 59% 60% 60% 61% 62% 63% 65% 66% 67%
FACTOR DE USO MV 13.8 56% 57% 57% 58% 59% 60% 60% 61% 62% 63% 65% 66% 67%
MD (MVA) HV 138 23.21 25.37 17.60 19.11 20.07 21.08
MD (MVA) LV 13.8 23.21 25.37 17.60 19.11 20.07 21.08 Se traspasa carga 13.8 kV al transformador nuevo
POT. INST. (MVA) HV 138 1979 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 Transformador TP-A001
SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE POT. INST. (MVA) LV 13.8 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00
FACTOR DE USO HV 138 89% 98% 68% 74% 77% 81%
FACTOR DE USO LV 13.8 89% 98% 68% 74% 77% 81%
MD (MVA) HV 138 11.73 12.74 13.38 14.05 36.98 38.92 40.98 43.14 45.41 47.78 50.25
MD (MVA) MV 22.9 5.87 6.37 6.69 7.03 7.40 7.78 8.20 8.63 9.08 9.56 10.05
MD (MVA) LV 13.8 5.87 6.37 6.69 7.03 29.58 31.14 32.78 34.51 36.33 38.22 40.20 Se atiendo demandas incorporadas y crecimiento en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 138 2016 30.00 30.00 30.00 30.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador nuevo
POT. INST. (MVA) MV 22.9 2020 10.00 10.00 10.00 10.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 Transformador nuevo en paralelo
SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE POT. INST. (MVA) LV 13.8 20.00 20.00 20.00 20.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00
FACTOR DE USO HV 138 39% 42% 45% 47% 62% 65% 68% 72% 76% 80% 84%
FACTOR DE USO MV 22.9 59% 64% 67% 70% 37% 39% 41% 43% 45% 48% 50%
FACTOR DE USO LV 13.8 29% 32% 33% 35% 74% 78% 82% 86% 91% 96% 100%
RESERVA SET CHIMBOTE NORTE - TP-A001 POT. INST. (MVA) HV 132 1979 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00
POT. INST. (MVA) MV 13.8 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00
MD (MVA) HV 138 12.52 13.82 16.57 19.96 21.03 21.94 22.93 23.98 25.09 26.25 27.48 28.76 30.09
MD (MVA) MV 66
MD (MVA) LV 22.9 5.85 7.04 7.42 7.74 8.09 8.46 8.85 9.27 9.70 10.15 10.62 Se reparte carga entre 13.8 kV y 22.9 kV
MD (MVA) LV 13.8 12.52 13.82 10.72 12.91 13.61 14.19 14.84 15.52 16.23 16.99 17.78 18.61 19.47
POT. INST. (MVA) HV 138 1978 31.00 31.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador TP-A002
SET MAT/MT CHIMBOTE SUR POT. INST. (MVA) MV 66 2016 18.00 18.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 22.9 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 13.00 13.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00 22.00
FACTOR DE USO HV 138 40% 45% 55% 67% 70% 73% 76% 80% 84% 88% 92% 96% 100%
FACTOR DE USO MV 66
FACTOR DE USO LV 22.9 49% 59% 62% 65% 67% 71% 74% 77% 81% 85% 88%
FACTOR DE USO LV 13.8 96% 106% 49% 59% 62% 65% 67% 71% 74% 77% 81% 85% 88%
POT. INST. (MVA) HV 138 1978 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00 31.00
RESERVA SET CHIMBOTE SUR - TP-A002 POT. INST. (MVA) MV 66 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 82
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 32.34 33.95 43.98 39.06 39.80 30.09 31.63 33.26 34.97 36.78 38.67 40.66 42.72
MD (MVA) MV 13.8 32.34 33.95 43.98 39.06 39.80 30.09 31.63 33.26 34.97 36.78 38.67 40.66 42.72 Se traspasa carga a otro transformador
POT. INST. (MVA) HV 138 2002 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 Transformador TP-A007
SET MAT/MT TRAPECIO POT. INST. (MVA) MV 13.8 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00
FACTOR DE USO HV 138 81% 85% 110% 98% 99% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102% 107%
FACTOR DE USO MV 13.8 81% 85% 110% 98% 99% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102% 107%
MD (MVA) HV 138 10.37 13.05 13.09 17.26 17.98 18.73 19.55 20.42 21.34 22.30 23.32 24.38 25.48
MD (MVA) MV 22.9 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00
MD (MVA) LV 13.8 10.37 13.05 13.09 12.26 12.98 13.73 14.55 15.42 16.34 17.30 18.32 19.38 20.48 Reparto de carga entre transformadores SET Trapecio
POT. INST. (MVA) HV 138 2006 12.00 12.00 12.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador TP-A048
SET MAT/MT TRAPECIO POT. INST. (MVA) MV 22.9 2010 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 12.00 12.00 12.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
FACTOR DE USO HV 138 86% 109% 109% 58% 60% 62% 65% 68% 71% 74% 78% 81% 85%
FACTOR DE USO MV 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50%
FACTOR DE USO LV 13.8 86% 109% 109% 61% 65% 69% 73% 77% 82% 87% 92% 97% 102%
MD (MVA) HV 138 20.06 21.09 22.17 23.32 24.52 25.78 27.10 28.48
MD (MVA) MV 22.9 0.06 1.09 2.17 3.32 4.52 5.78 7.10 8.48
MD (MVA) LV 13.8 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 138 2019 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA POT. INST. (MVA) MV 22.9 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
FACTOR DE USO HV 138 67% 70% 74% 78% 82% 86% 90% 95%
FACTOR DE USO MV 22.9 1% 11% 22% 33% 45% 58% 71% 85%
FACTOR DE USO LV 13.8 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
MD (MVA) HV 132 5.71 6.34 6.93 10.31 10.86 11.45 12.09 12.76 13.48 14.23 15.02 15.84 16.70
MD (MVA) MV 22.9 2.85 3.01 3.17 3.34 3.53 3.72 3.93 4.15 4.38 4.62 4.87 Se reparte carga entre 13.8 kV y 22.9 kV
MD (MVA) LV 13.8 5.71 6.34 4.08 7.30 7.69 8.11 8.56 9.04 9.55 10.08 10.64 11.22 11.83
POT. INST. (MVA) HV 132 1976 6.67 6.67 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-A003
SET MAT/MT NEPEÑA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2016 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 7.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 13.8 6.67 6.67 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
FACTOR DE USO HV 132 86% 95% 46% 69% 72% 76% 81% 85% 90% 95% 100% 106% 111%
FACTOR DE USO MV 22.9 41% 43% 45% 48% 50% 53% 56% 59% 63% 66% 70%
FACTOR DE USO LV 13.8 86% 95% 41% 73% 77% 81% 86% 90% 95% 101% 106% 112% 118%
RESERVA SET NEPEÑA - TP-A003 POT. INST. (MVA) HV 132 1976 6.67
POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.67 Baja por obsolescencia.
MD (MVA) HV 132 3.74 7.16 7.48 7.82 8.19 8.57 8.98 9.42 9.89 10.37 10.89 11.42 11.98
MD (MVA) MV 13.8 3.74 7.16 7.48 7.82 8.19 8.57 8.98 9.42 9.89 10.37 10.89 11.42 11.98
POT. INST. (MVA) HV 132 1976 6.67 6.67 6.67 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador TP-A006
SET MAT/MT SAN JACINTO POT. INST. (MVA) MV 13.8 2006 6.67 6.67 6.67 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador rotado de reserva de SET Trapecio. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 132 56% 107% 112% 65% 68% 71% 75% 79% 82% 86% 91% 95% 100%
FACTOR DE USO MV 13.8 56% 107% 112% 65% 68% 71% 75% 79% 82% 86% 91% 95% 100%
MD (MVA) HV 132 6.97 7.31 7.89 8.83 9.31 9.82 10.37 10.96 11.57 12.22 12.90 13.61 14.35
MD (MVA) MV 22.9 3.38 3.64 4.08 4.30 4.53 4.79 5.06 5.34 5.64 5.95 6.28 6.62
MD (MVA) LV 10 6.97 3.94 4.25 4.76 5.01 5.29 5.58 5.90 6.23 6.58 6.95 7.33 7.73 Se reparte carga entre 22.9 kV y 10 kV
POT. INST. (MVA) HV 132 1974 10.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-A004
POT. INST. (MVA) MV 22.9 2015 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 7.50 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
SET MAT/MT CASMA POT. INST. (MVA) LV 10 10.00 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75 8.75
FACTOR DE USO HV 132 70% 49% 53% 59% 62% 65% 69% 73% 77% 81% 86% 91% 96%
FACTOR DE USO MV 22.9 45% 49% 54% 57% 60% 64% 67% 71% 75% 79% 84% 88%
FACTOR DE USO LV 10 70% 45% 49% 54% 57% 60% 64% 67% 71% 75% 79% 84% 88%
RESERVA SET CASMA - L30011 POT. INST. (MVA) HV 138 1974 10.00
POT. INST. (MVA) MV 10 10.00 Baja por obsolescencia.
POT. INST. (MVA) HV 138 2010 25.00 25.00
RESERVA SET TRAPECIO - 200829 POT. INST. (MVA) MV 22.9 13.00 13.00
POT. INST. (MVA) LV 13.8/10 18.00 18.00
RESERVA SET SAN JACINTO - TP-A006 POT. INST. (MVA) HV 138 1976 6.67 6.67
POT. INST. (MVA) MV 13.8 6.67 6.67 Baja por obsolescencia.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 83
4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-203 (Redistribución de la Proyección de la Máxima Demanda de las SETs) del
Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de Negocio La Libertad.
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 60 6.73 8.98 14.23 14.89 15.59 16.32 17.12 17.97 18.87 19.82 20.82 21.87 22.96
MD (MVA) MV 22.9 5.59 6.32 7.12 7.97 8.87 9.82 10.82 11.87 12.96
MD (MVA) LV 10 6.73 8.98 14.23 14.89 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 Constante en 10 MVA, excedente de demanda se implementa en 22.9 kV
POT. INST. (MVA) HV 60 1989 20.00 20.00 20.00 20.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador TP-6022. Rotado de reserva SET Cajamarca. 20 MVA ONAF (1ra etapa)
SET AT/MT PACASMAYO POT. INST. (MVA) MV 22.9 2018 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador nuevo. Transformador existente regresa reserva de SET Cajamarca
GUADALUPE POT. INST. (MVA) LV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
FACTOR DE USO HV 60 34% 45% 71% 74% 62% 65% 68% 72% 75% 79% 83% 87% 92%
FACTOR DE USO MV 22.9 37% 42% 47% 53% 59% 65% 72% 79% 86%
FACTOR DE USO LV 10 34% 45% 71% 74% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
MD (MVA) HV 34.5 8.87
MD (MVA) MV 10 8.87
POT. INST. (MVA) HV 34.5 1994 12.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3002
SET AT/MT GUADALUPE 02 POT. INST. (MVA) MV 10 12.00
FACTOR DE USO HV 34.5 74%
FACTOR DE USO MV 10 74%
MD (MVA) HV 60 9.56 10.38 11.25 12.17 13.14 14.20 15.32 16.50 17.75 19.07 20.45 21.89
MD (MVA) MV 22.9 4.78 5.19 5.62 6.08 6.57 7.10 7.66 8.25 8.88 9.53 10.22 10.94 Asume demanda de SET Guadalupe 02. Demanda repartida en 10 kV y 22.9 kV
MD (MVA) LV 10 4.78 5.19 5.62 6.08 6.57 7.10 7.66 8.25 8.88 9.53 10.22 10.94
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 60 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo (TP-6032)
SET AT/MT CHEPÉN POT. INST. (MVA) MV 22.9 2015 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
POT. INST. (MVA) LV 10 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 60 32% 35% 37% 41% 44% 47% 51% 55% 59% 64% 68% 73%
FACTOR DE USO MV 22.9 27% 29% 31% 34% 37% 39% 43% 46% 49% 53% 57% 61%
FACTOR DE USO LV 10 32% 35% 37% 41% 44% 47% 51% 55% 59% 64% 68% 73%
RESERVA SET PACASMAYO - L-100259-01 POT. INST. (MVA) HV 60 2000 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
POT. INST. (MVA) MV 10 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
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 84
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 30.79 33.82 37.93 29.62 32.42 33.05 33.73 34.45 35.21 36.00 36.84 37.71 38.62
MD (MVA) MV 34.5 16.78 19.66 23.58 15.08 17.68 18.09 18.53 19.00 19.50 20.02 20.57 21.14 21.74 Factor de simultaneidad de 0.7
MD (MVA) LV 13.8 14.01 14.16 14.35 14.54 14.75 14.96 15.20 15.45 15.71 15.98 16.27 16.57 16.89 Demanda de Malabrigo se atiende en 60 kV
POT. INST. (MVA) HV 138 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 Transformador TP-A028
SANTIAGO DE CAO SET MAT/AT/MT SANTIAGO DE CAO POT. INST. (MVA) MV 34.5 1996 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50 37.50
POT. INST. (MVA) LV 13.8 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50 22.50
FACTOR DE USO HV 138 82% 90% 101% 79% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 101% 103%
FACTOR DE USO MV 34.5 45% 52% 63% 40% 47% 48% 49% 51% 52% 53% 55% 56% 58%
FACTOR DE USO LV 13.8 62% 63% 64% 65% 66% 67% 68% 69% 70% 71% 72% 74% 75%
MD (MVA) HV 138 15.28 16.30 17.36 18.52 19.74 21.03 22.38 23.81 25.29 26.84
MD (MVA) MV 60 15.28 16.30 17.36 18.52 19.74 21.03 22.38 23.81 25.29 26.84 Atiende demanda 60 kV hasta SET Malabrigo
MD (MVA) LV 22.9
POT. INST. (MVA) HV 138 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 40.00 Transformador nuevo en paralelo
SET MAT/AT/MT SANTIAGO DE CAO POT. INST. (MVA) MV 60 2017 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00
POT. INST. (MVA) LV 22.9 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 138 38% 41% 43% 46% 49% 53% 56% 60% 63% 67%
FACTOR DE USO MV 60 51% 54% 58% 62% 66% 70% 75% 79% 84% 89%
FACTOR DE USO LV 22.9 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
MD (MVA) HV 34.5 12.66 13.42 14.33
MD (MVA) MV 10 12.66 13.42 14.33
SET AT/MT MALABRIGO POT. INST. (MVA) HV 34.5 2007 15.00 15.00 15.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3011
POT. INST. (MVA) MV 10 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 34.5 84% 89% 96%
FACTOR DE USO MV 10 84% 89% 96%
MD (MVA) HV 60 15.28 16.30 17.36 18.52 19.74 21.03 22.38 23.81 25.29 26.84
MD (MVA) MV 22.9 1.28 2.30 3.36 4.52 5.74 7.03 8.38 9.81 11.29 12.84
MD (MVA) MV 10 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 60 2017 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo.
SET AT/MT MALABRIGO POT. INST. (MVA) MV 22.9 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) MV 10 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 60 51% 54% 58% 62% 66% 70% 75% 79% 84% 89%
FACTOR DE USO MV 22.9 6% 11% 17% 23% 29% 35% 42% 49% 56% 64%
FACTOR DE USO MV 10 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93% 93%
MD (MVA) HV 34.5 2.48 5.34 5.77 7.60 7.80 8.01 8.24 8.47 8.73 8.99 9.27 9.56 9.86
MD (MVA) MV 10 2.48 5.34 5.77 7.60 7.80 8.01 8.24 8.47 8.73 8.99 9.27 9.56 9.86
POT. INST. (MVA) HV 34.5 2007 4.80 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador TP-3009
SET AT/MT PAIJAN POT. INST. (MVA) MV 10 1994 4.80 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 Transformador rotado de reserva de SET Guadalupe 02. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 34.5 52% 44% 48% 63% 65% 67% 69% 71% 73% 75% 77% 80% 82%
FACTOR DE USO MV 10 52% 44% 48% 63% 65% 67% 69% 71% 73% 75% 77% 80% 82%
MD (MVA) HV 34.5 2.19 2.55 6.13 6.30 9.63 9.81 10.01 10.23 10.45 10.68 10.93 11.19 11.45
MD (MVA) MV 10 2.19 2.55 6.13 6.30 9.63 9.81 10.01 10.23 10.45 10.68 10.93 11.19 11.45
POT. INST. (MVA) HV 34.5 1986 6.50 6.50 6.50 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador TP-3007
SET AT/MT CASAGRANDE-01 POT. INST. (MVA) MV 10 2007 6.50 6.50 6.50 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador rotado de reserva de SET Malabrigo. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 34.5 34% 39% 94% 42% 64% 65% 67% 68% 70% 71% 73% 75% 76%
FACTOR DE USO MV 10 34% 39% 94% 42% 64% 65% 67% 68% 70% 71% 73% 75% 76%
RESERVA SET CASAGRANDE 01 - TP-3007 POT. INST. (MVA) HV 34.5 1986 6.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50
POT. INST. (MVA) MV 10 6.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50
MD (MVA) HV 34.5 6.64 6.78 7.46 7.64 7.82 8.01 8.22 8.45 8.68 8.92 9.18 9.45 9.73
MD (MVA) MV 13.8 6.64 6.78 7.46 7.64 7.82 8.01 8.22 8.45 8.68 8.92 9.18 9.45 9.73
POT. INST. (MVA) HV 34.5 1988 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 Transformador TP-3008
SET AT/MT CASAGRANDE-02 POT. INST. (MVA) MV 13.8 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40
FACTOR DE USO HV 34.5 79% 81% 89% 91% 93% 95% 98% 101% 103% 106% 109% 113% 116%
FACTOR DE USO MV 13.8 79% 81% 89% 91% 93% 95% 98% 101% 103% 106% 109% 113% 116%
RESERVA SET CASAGRANDE 1 - L-30393 POT. INST. (MVA) HV 34.5 1988 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
POT. INST. (MVA) MV 10 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
RESERVA SET PAIJAN - TP-3009 POT. INST. (MVA) HV 34.5 2007 4.80
POT. INST. (MVA) MV 10 4.80
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 85
5. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO TRUJILLO
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-203 (Redistribución de la Proyección de la Máxima Demanda de las SETs) del
Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de Negocio Trujillo.
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 1.65 1.78 1.93 2.10 2.27 2.45 2.64 2.85 3.07 3.29 3.53 3.79 4.05
MD (MVA) MV 22.9 1.65 1.78 1.93 2.10 2.27 2.45 2.64 2.85 3.07 3.29 3.53 3.79 4.05
MD (MVA) LV 6.9
POT. INST. (MVA) HV 138 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 Transformador TP-A044
TAYABAMBA SET MAT/MT TAYABAMBA POT. INST. (MVA) MV 22.9 2003 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30 9.30
POT. INST. (MVA) LV 6.9 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30 3.30
FACTOR DE USO HV 138 18% 19% 21% 23% 24% 26% 28% 31% 33% 35% 38% 41% 44%
FACTOR DE USO MV 22.9 18% 19% 21% 23% 24% 26% 28% 31% 33% 35% 38% 41% 44%
FACTOR DE USO LV 6.9
MD (MVA) HV 138 12.23 13.82 15.11 17.36 17.62 17.90 18.20 18.52 18.86 19.21 19.58 19.97 20.37
MD (MVA) MV 33 12.23 13.82 15.11 17.36 17.62 17.90 18.20 18.52 18.86 19.21 19.58 19.97 20.37 MOTIP010
MD (MVA) LV 22.9
MD (MVA) LV 7.2
POT. INST. (MVA) HV 138 13.40 13.40 13.40 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador TP-A029
MOTIL SET MAT/AT/MT MOTIL POT. INST. (MVA) MV 33 1981 13.40 13.40 13.40 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a la reserva
POT. INST. (MVA) LV 22.9 2017 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) LV 7.2 4.70 4.70 4.70
FACTOR DE USO HV 138 91% 103% 113% 69% 70% 72% 73% 74% 75% 77% 78% 80% 81%
FACTOR DE USO MV 33 91% 103% 113% 69% 70% 72% 73% 74% 75% 77% 78% 80% 81%
FACTOR DE USO LV 22.9 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
FACTOR DE USO LV 7.2
POT. INST. (MVA) HV 138 1981 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40
RESERVA SET MOTIL - TP-A029 POT. INST. (MVA) MV 33 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40 13.40
POT. INST. (MVA) LV 7.2 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70 4.70
MD (MVA) HV 33 1.19 1.26 3.27 3.96 4.05 4.15 4.26 4.38 4.50 4.63 4.76 4.90 5.04
MD (MVA) MV 13.8 1.19 1.26 3.27 3.96 4.05 4.15 4.26 4.38 4.50 4.63 4.76 4.90 5.04 No se atiende demanda adicionada de 0.6 MVA
POT. INST. (MVA) HV 33 2011 3.00 3.00 3.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 Transformador TP-3022
SET AT/MT FLORIDA POT. INST. (MVA) MV 13.8 2017 3.00 3.00 3.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 Transformador nuevo. Transformador existente va a SET Otuzco
FACTOR DE USO HV 33 40% 42% 109% 79% 81% 83% 85% 88% 90% 93% 95% 98% 101%
FACTOR DE USO MV 13.8 40% 42% 109% 79% 81% 83% 85% 88% 90% 93% 95% 98% 101%
MD (MVA) HV 33 1.56 1.65 1.76 1.88 2.01 2.14 2.28 2.43 2.59 2.76 2.93 3.12 3.31
MD (MVA) MV 13.8 1.56 1.65 1.76 1.88 2.01 2.14 2.28 2.43 2.59 2.76 2.93 3.12 3.31
POT. INST. (MVA) HV 33 1995 2.00 2.00 2.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 Transformador TP-3010
SET AT/MT OTUZCO POT. INST. (MVA) MV 13.8 2011 2.00 2.00 2.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 Transformador rotado de SET La Florida. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 33 78% 83% 88% 63% 67% 71% 76% 81% 86% 92% 98% 104% 110%
FACTOR DE USO MV 13.8 78% 83% 88% 63% 67% 71% 76% 81% 86% 92% 98% 104% 110%
MD (MVA) HV 33 0.51 0.54 0.57 0.61 0.65 0.69 0.74 0.79 0.84 0.89 0.95 1.01 1.07
MD (MVA) MV 22.9 0.51 0.54 0.57 0.61 0.65 0.69 0.74 0.79 0.84 0.89 0.95 1.01 1.07
POT. INST. (MVA) HV 33 2010 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 Transformador TP-3023
SET AT/MT OTUZCO POT. INST. (MVA) MV 22.9 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
FACTOR DE USO HV 33 51% 54% 57% 61% 65% 69% 74% 79% 84% 89% 95% 101% 107%
FACTOR DE USO MV 22.9 51% 54% 57% 61% 65% 69% 74% 79% 84% 89% 95% 101% 107%
MD (MVA) HV 33 1.11 2.57 3.70 3.78 3.87 3.96 4.07 4.17 4.29 4.40 4.53 4.66 4.79
MD (MVA) MV 13.8 1.11 2.57 3.70 3.78 3.87 3.96 4.07 4.17 4.29 4.40 4.53 4.66 4.79
POT. INST. (MVA) HV 33 2010 3.00 3.00 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 Transformador TP-3013
SET AT/MT CHARAT POT. INST. (MVA) MV 13.8 2007 3.00 3.00 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 Transformador rotado de reserva de SET Paijan. Transformador existente va a reserva
FACTOR DE USO HV 33 37% 86% 77% 79% 81% 83% 85% 87% 89% 92% 94% 97% 100%
FACTOR DE USO MV 13.8 37% 86% 77% 79% 81% 83% 85% 87% 89% 92% 94% 97% 100%
RESERVA SET LA FLORIDA - 5500001 POT. INST. (MVA) HV 33 1997 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80
POT. INST. (MVA) MV 10 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80
RESERVA SET CHARAT - TP-3013 POT. INST. (MVA) HV 33 2010 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
POT. INST. (MVA) MV 13.8 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 86
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) MV 10 6.18
MD (MVA) HV 33 6.18
POT. INST. (MVA) MV 10 2011 10.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3015
MOCHE-SALAVERRY SET MT/AT TRUJILLO SUR 01 POT. INST. (MVA) HV 33 10.00
FACTOR DE USO MV 10 62%
FACTOR DE USO HV 33 62%
RESERVA SET TRUJILLO SUR - TP-3015 POT. INST. (MVA) HV 33 2011 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
POT. INST. (MVA) MV 10 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
MD (MVA) HV 33 3.49
MD (MVA) MV 10 3.49
POT. INST. (MVA) HV 33 1986 6.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3004
SET AT/MT MOCHE POT. INST. (MVA) MV 10 6.00
FACTOR DE USO HV 33 58%
FACTOR DE USO MV 10 58%
RESERVA SET MOCHE - TP-3004 POT. INST. (MVA) HV 33 1986 6.00 6.00
POT. INST. (MVA) MV 10 6.00 6.00
MD (MVA) HV 33 2.70 1.86 2.05
MD (MVA) MV 10 2.70 1.86 2.05 Traspaso de carga de 1 MVA a SET Huaca del Sol
POT. INST. (MVA) HV 33 2005 3.00 3.00 3.00 SET DESACTIVADA Transformador TP-3005
SET AT/MT SALAVERRY POT. INST. (MVA) MV 10 3.00 3.00 3.00
FACTOR DE USO HV 33 90% 62% 68%
FACTOR DE USO MV 10 90% 62% 68%
MD (MVA) HV 33 4.19 4.41 4.64 4.88 5.14 5.42 5.71 6.01 6.33 6.65
MD (MVA) MV 10 4.19 4.41 4.64 4.88 5.14 5.42 5.71 6.01 6.33 6.65
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 33 2017 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 Transformador TP-3005
SET AT/MT SALAVERRY POT. INST. (MVA) MV 10 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00
FACTOR DE USO HV 33 42% 44% 46% 49% 51% 54% 57% 60% 63% 67%
FACTOR DE USO MV 10 42% 44% 46% 49% 51% 54% 57% 60% 63% 67%
RESERVA SET SALAVERRY - TP-3005 POT. INST. (MVA) HV 33 2005 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
POT. INST. (MVA) MV 10 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00
MD (MVA) HV 58 7.06 8.07 9.93 10.42 10.94 11.51 12.10 12.73 13.39 14.09 14.82 15.57
MD (MVA) MV 34 1.86 2.05 4.19 4.41 4.64 4.88 5.14 5.42 5.71 6.01 6.33 6.65 Asume demanda de SET Moche en 10 kV
MD (MVA) LV 10.5 5.20 6.02 5.73 6.01 6.31 6.62 6.96 7.32 7.69 8.08 8.49 8.92 Traspaso 1 MVA desde SET Salavaerry
POT. INST. (MVA) HV 58 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador nuevo
SET AT/AT/MT HUACA DEL SOL POT. INST. (MVA) MV 34 2015 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) LV 10.5 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 58 24% 27% 33% 35% 36% 38% 40% 42% 45% 47% 49% 52%
FACTOR DE USO MV 34 9% 10% 21% 22% 23% 24% 26% 27% 29% 30% 32% 33%
FACTOR DE USO LV 10.5 35% 40% 38% 40% 42% 44% 46% 49% 51% 54% 57% 59%
MD (MVA) HV 60 10.79 14.91 18.08 19.17 20.32 21.53 22.84 24.23 25.70 27.24 28.85 30.54 32.30
MD (MVA) MV 22.9 7.69 11.41 14.10 11.68 12.30 12.95 13.65 14.39 15.17 16.00 16.86 17.76 18.70
MD (MVA) LV 10 3.10 3.50 3.98 7.48 8.02 8.58 9.19 9.84 10.52 11.24 11.99 12.78 13.59 Carga de 22.9 kV se atiende en 10 kV mediante transformador elevador
POT. INST. (MVA) HV 60 2008 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 23.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 Transformador TP-6017
VIRU-CHAO SET AT/MT VIRU POT. INST. (MVA) MV 22.9 2022 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 14.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
POT. INST. (MVA) LV 10 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 60 47% 65% 79% 83% 88% 94% 99% 105% 86% 91% 96% 102% 108%
FACTOR DE USO MV 22.9 55% 82% 101% 83% 88% 92% 97% 103% 76% 80% 84% 89% 94%
FACTOR DE USO LV 10 34% 39% 44% 83% 89% 95% 102% 109% 70% 75% 80% 85% 91%
MD (MVA) MV 10 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60
MD (MVA) HV 33 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60
POT. INST. (MVA) MV 10 1993 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 Transformador TP-3006
SET AT/MT VIRU-02 POT. INST. (MVA) HV 33 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00
FACTOR DE USO MV 10 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60%
FACTOR DE USO HV 33 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60% 60%
MD (MVA) HV 60 3.85 6.16 14.50 13.05 13.20 13.36 13.54 13.73 13.92 14.13 14.34 14.57 14.81 Se atiende 10 MW de demandas adicionales.
MD (MVA) MV 22.9 3.85 6.16 14.50 13.05 13.20 13.36 13.54 13.73 13.92 14.13 14.34 14.57 14.81 Traspaso de carga a nuevo transformador 15 MVA
MD (MVA) LV 10
POT. INST. (MVA) HV 60 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 Transformador TP-6028
SET AT/MT CHAO POT. INST. (MVA) MV 22.9 2008 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 26% 41% 97% 87% 88% 89% 90% 92% 93% 94% 96% 97% 99%
FACTOR DE USO MV 22.9 26% 41% 97% 87% 88% 89% 90% 92% 93% 94% 96% 97% 99%
FACTOR DE USO LV 10
MD (MVA) HV 60 13.05 13.20 13.36 13.54 13.73 13.92 14.13 14.34 14.57 14.81
MD (MVA) MV 22.9 13.05 13.20 13.36 13.54 13.73 13.92 14.13 14.34 14.57 14.81
POT. INST. (MVA) HV 60 2017 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 Transformador nuevo
SET AT/MT CHAO POT. INST. (MVA) MV 22.9 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00
FACTOR DE USO HV 60 87% 88% 89% 90% 92% 93% 94% 96% 97% 99%
FACTOR DE USO MV 22.9 87% 88% 89% 90% 92% 93% 94% 96% 97% 99%
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 87
ÁREA DE DEMANDA 3
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación -2 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Observaciones
MD (MVA) HV 138 23.77 25.18 26.89 30.35 32.25 34.25 36.42 38.71 41.13 43.67 46.34 49.13 52.04
MD (MVA) MV 22.9 1.08 1.14 1.22 1.30 1.38 1.47 1.57 1.68 1.79 1.90 2.02 2.15 2.28
MD (MVA) LV 10 22.69 24.04 25.67 29.05 30.86 32.77 34.84 37.04 39.34 41.77 44.32 46.98 49.76
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A051
TRUJILLO SET AT/MT PORVENIR POT. INST. (MVA) MV 22.9 2013 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00 18.00
POT. INST. (MVA) LV 10 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00 54.00
FACTOR DE USO HV 138 40% 42% 45% 51% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77% 82% 87%
FACTOR DE USO MV 22.9 6% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 9% 10% 11% 11% 12% 13%
FACTOR DE USO LV 10 42% 45% 48% 54% 57% 61% 65% 69% 73% 77% 82% 87% 92%
MD (MVA) HV 138 24.23 25.67 30.31 33.88 35.82 37.86 40.07 42.41 44.87 47.47 50.19 53.03 55.99
MD (MVA) MV 22.9 5.49 5.82 8.28 10.43 10.87 11.33 11.83 12.36 12.92 13.51 14.13 14.77 15.44
MD (MVA) LV 10 18.73 19.85 22.04 23.45 24.95 26.53 28.24 30.05 31.95 33.96 36.06 38.26 40.55
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A047
SET AT/MT TRUJILLO NOR OESTE POT. INST. (MVA) MV 22.9 2009 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 40% 43% 51% 56% 60% 63% 67% 71% 75% 79% 84% 88% 93%
FACTOR DE USO MV 22.9 23% 24% 34% 43% 45% 47% 49% 52% 54% 56% 59% 62% 64%
FACTOR DE USO LV 10 52% 55% 61% 65% 69% 74% 78% 83% 89% 94% 100% 106% 113%
MD (MVA) HV 138 30.40 41.08 48.00 50.46 34.64 36.35 38.20 40.16 42.23 44.40 46.68 49.06 51.54
MD (MVA) MV 60 9.14 13.21 13.70 14.28 14.90 15.56 16.27 17.01 17.80 18.62 19.48 20.37
MD (MVA) LV 10.7 30.40 31.94 34.79 36.76 20.36 21.46 22.64 23.89 25.22 26.60 28.06 29.59 31.17 Traspaso de carga a Trujillo Centro
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A005
SET MAT/AT/MT TRUJILLO SUR (BARRA A) POT. INST. (MVA) MV 60 2005 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10.7 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 51% 68% 80% 84% 58% 61% 64% 67% 70% 74% 78% 82% 86%
FACTOR DE USO MV 60 38% 55% 57% 60% 62% 65% 68% 71% 74% 78% 81% 85%
FACTOR DE USO LV 10.7 84% 89% 97% 102% 57% 60% 63% 66% 70% 74% 78% 82% 87%
MD (MVA) HV 138 34.95 40.62 46.76 49.42 33.29 35.12 37.10 39.19 41.40 43.72 46.16 48.71 51.36
MD (MVA) MV 60 9.14 13.21 13.70 14.28 14.90 15.56 16.27 17.01 17.80 18.62 19.48 20.37 Demanda de eje Moche-Salaverry asumida por barra 60 kV Trujillo Sur desde SET Huaca del Sol.
MD (MVA) LV 10.7 34.95 31.48 33.55 35.73 19.01 20.22 21.54 22.92 24.39 25.93 27.54 29.23 30.99 Traspaso de carga a Trujillo Centro
POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador TP-A050
SET MAT/AT/MT TRUJILLO SUR (BARRA B) POT. INST. (MVA) MV 60 2013 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10.7 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 58% 68% 78% 82% 55% 59% 62% 65% 69% 73% 77% 81% 86%
FACTOR DE USO MV 60 38% 55% 57% 60% 62% 65% 68% 71% 74% 78% 81% 85%
FACTOR DE USO LV 10.7 97% 87% 93% 99% 53% 56% 60% 64% 68% 72% 77% 81% 86%
MD (MVA) HV 138 12.46 13.66 17.31 18.26 20.20 21.25 22.39 23.59 24.86 26.19 27.59 29.05 30.57
MD (MVA) MV 10 12.46 13.66 17.31 18.26 20.20 21.25 22.39 23.59 24.86 26.19 27.59 29.05 30.57
POT. INST. (MVA) HV 138 1995 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 Transformador TP-A026
SET MAT/MT TRUJILLO SUR (BARRA C) POT. INST. (MVA) MV 10 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
FACTOR DE USO HV 138 42% 46% 58% 61% 67% 71% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102%
FACTOR DE USO MV 10 42% 46% 58% 61% 67% 71% 75% 79% 83% 87% 92% 97% 102%
MD (MVA) HV 138 39.38 41.68 44.18 46.82 49.60 52.53 55.60 58.82 62.16
MD (MVA) MV 22.9 3.38 5.68 8.18 10.82 13.60 16.53 19.60 22.82 26.16
MD (MVA) LV 10 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 Se mantiene demanda en 36 MVA. Excedente se desarrolla en 22.9 kV
Nueva SET POT. INST. (MVA) HV 138 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 60.00 Transformador nuevo
SET AT/MT TRUJILLO CENTRO POT. INST. (MVA) MV 22.9 2018 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00 24.00
POT. INST. (MVA) LV 10 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00 36.00
FACTOR DE USO HV 138 66% 69% 74% 78% 83% 88% 93% 98% 104%
FACTOR DE USO MV 22.9 14% 24% 34% 45% 57% 69% 82% 95% 109%
FACTOR DE USO LV 10 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
RESERVA SET TRUJILLO SUR - 437777 POT. INST. (MVA) HV 138 1969 30.00 30.00 30.00
PEEBLES POT. INST. (MVA) MV 10.7 30.00 30.00 30.00 Baja por obsolescencia.
RESERVA SET PORVENIR - L-30462 POT. INST. (MVA) HV 138 1995 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
26 MVA ONAF (Futuro) POT. INST. (MVA) MV 10 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
RESERVA SET PORVENIR - 161496 POT. INST. (MVA) HV 60 1997 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
POT. INST. (MVA) MV 22.9 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
RESERVA SET PORVENIR - 421.01.129 POT. INST. (MVA) HV 34.5 1964 3.00 3.00 3.00
POT. INST. (MVA) MV 10 3.00 3.00 3.00 Baja por obsolescencia.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 88
6. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - HUARMEY
En los siguientes cuadros se presentan los resultados del formato F-203 (Redistribución de la Proyección de la Máxima Demanda de las SETs) del
Sistema Eléctrico de Transmisión Huarmey (área de demanda 6).
ÁREA DE DEMANDA 6
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
SISTEMA ELÉCTRICO NOMBRE DE LA DESCRIPCIÓN TENSIÓN Año
SET LADO kV Fabricación 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
MD (MVA) HV 60 4.22 4.47 4.86 5.82 6.69 6.93 7.18 7.42 7.67 7.91 8.16 8.40 8.65
MD (MVA) MV 22.9 2.95 3.12 3.30 3.47 3.64 3.81 3.98 4.15 4.33 4.50 4.67 4.84 5.01
MD (MVA) LV 10 1.27 1.34 1.56 2.35 3.05 3.12 3.20 3.27 3.34 3.42 3.49 3.56 3.64
POT. INST. (MVA) HV 60 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 Transformador TP-6009
HUARMEY SET AT/MT HUARMEY POT. INST. (MVA) MV 22.9 1995 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
POT. INST. (MVA) LV 10 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
FACTOR DE USO HV 60 32% 34% 37% 45% 51% 53% 55% 57% 59% 61% 63% 65% 67%
FACTOR DE USO MV 22.9 59% 62% 66% 69% 73% 76% 80% 83% 87% 90% 93% 97% 100%
FACTOR DE USO LV 10 14% 15% 17% 26% 34% 35% 36% 36% 37% 38% 39% 40% 40%
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 89
V. PLANIFICACIÓN PARA ATENDER LAS NECESIDADES DE CAPACIDAD EN LÍNEAS, COMPENSACIÓN REACTIVA Y MEJORA DE LA CONFIABILIDAD
PREMISAS
Se puede aumentar la capacidad de transmisión de las líneas mediante la
repotenciación de las mismas (cambio de sección o adición de nuevos circuitos),
adicionar nuevas líneas desde los puntos de suministro hasta las nuevas SETs
AT/MT. Se pueden proponer nuevas líneas para aumento de la confiabilidad de
suministro de los sistemas (anillos).
En este desarrollo puede surgir la necesidad de aumentar el alcance de la
transmisión, debido a que existen centros de carga alejados del sistema de
transmisión. En estos casos se debe considerar el aumento de tensión de zonas del
sistema, por lo que, se implementa la adición de nuevas SETs MAT/AT o
MAT/AT/MT y líneas de transmisión que permitan obtener condiciones de operación
factibles (tensiones adecuadas y atender la solicitación de carga). Este desarrollo
debe considerar la compensación reactiva necesaria para permitir la flexibilidad de
la operación.
En este punto, el desarrollo de nuevas líneas y nuevas SETs para el aumento del
alcance de la transmisión puede definirse mediante alternativas de planificación,
dado que corresponde atender principios de mínimo costo.
Se deberá justificar la necesidad de redundancia bajo el criterio N-1 para la
transmisión que atienda una demanda superior a los 30 MW.
Para una continua mejora en los índices de interrupciones se hace necesario que
los sistemas eléctricos consideren adecuaciones como: conversión de conexiones T
a PI en líneas de transmisión, incorporación de interruptores (a cambio de
seccionadores o donde se requiera por atender problemas de interrupciones),
aumento de la reserva de transformadores, entre otros.
1. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ
Soluciones de planeamiento en los años 2017-2026
Entre el 2017 y 2021 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 90
Alternativa única
AÑO 2017
o Entra transformador nuevo en la SET Huaraz, 66/22.9/13.8 kV, 20/10/10 MVA
ONAF. Demanda de la barra 13.8 kV de la SET Huaraz se mantiene constante
en 9 MVA. Excedente de demanda se implementa en 22.9 kV en el nuevo
transformador.
o Nuevo interruptor 138 kV en la SET Sihuas, en reemplazo del seccionador de
la LT 138 kV Sihuas – Tayabamba.
AÑO 2018
o Entra transformador rotado en la SET Carhuaz desde la reserva de la SET
Ticapampa, transformador 66/22.9/10 kV, 9/5/7 MVA ONAF. Transformador
existente de la SET Carhuaz 66/13.8 kV 6.25 MVA ONAF, va a la reserva.
o Entra transformador nuevo en la SET Caraz 66/22.9/10 kV, 12/5/7 MVA ONAF.
Transformador existente de la SET Caraz 66/13.8 kV 5 MVA ONAN, va a la
reserva.
o Baja por obsolescencia transformador de reserva TP-6010 de la SET Caraz
66/13.8 kV 6.25 MVA ONAF, año de fabricación 1977.
o Baja por obsolescencia transformador de reserva TP-6010 de la SET Carhuaz
66/13.8 kV 5 MVA ONAN, año de fabricación 1976.
o Entra transformador nuevo en la SET Pallasca, 66/22.9 kV, 18 MVA ONAF.
Transformador existente 60/22.9/10 kV, 9/9/2.5 MVA ONAF va a la reserva.
Se atiende demanda de la barra 10 kV en 22.9 kV.
AÑO 2022
o Nuevo banco de capacitores de 2x1.5 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Ticapampa.
o Nuevo banco de capacitores de 2x1.5 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Pallasca.
o Nuevo banco de capacitores de 1 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET Huari.
AÑO 2024
o Repotenciación de LT 66 kV Huallanca – La Pampa (L-6682), cambio de
conductor AAAC de 70 mm2 a 120 mm2, longitud de 22.6 km, 31.9 MVA.
Desempeño eléctrico de las soluciones de planeamiento
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra y nivel de
carga en las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de
Negocio Huaraz.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 91
Los resultados fueron obtenidos usando la demanda coincidente con el sistema
eléctrico (formato F-121) para el año 2026 y los casos de estudio representan lo
siguiente:
Caso 2026: red eléctrica del 2017 con la demanda del año 2026, lo cual representa
el diagnóstico del sistema eléctrico.
Caso 2026-1: red eléctrica resultado de las alternativas 1 (todos los sistemas) con
la demanda del año 2026.
Caso 2026-2: red eléctrica resultado de las alternativas 2 (todos los sistemas) con
la demanda del año 2026.
Figura: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Huaraz
Las tensiones en las barras 60 kV de las SETs Pallasca y Huari pueden ser mejoradas
en el lado de MT mediante regulación y bancos de capacitores propuestos.
0.65
0.70
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
1.15
Hu
alla
nca
_13
8
Hu
alla
nca
_13
.8
Hu
alla
nca
_66
San
ta C
ruz_
66
Car
az_1
3.8
Car
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6
Car
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3.8
Car
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6
Hu
araz
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Hu
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.8
Hu
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_66
Hu
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Oes
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3.8
Hu
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Oes
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38
Hu
araz
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te_6
6
Pie
rin
a_13
8
Tica
pam
pa_
66
Tica
pam
pa_
13
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Tica
pam
pa_
22
.9
La P
amp
a_1
3.8
La P
amp
a_6
6
Pal
lasc
a_1
0
Pal
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a_2
3
Pal
lasc
a_6
6
Kim
an A
yllu
_138
Kim
an A
yllu
_220
Sih
uas
_13
8
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uas
_22
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Sih
uas
_60
Po
mab
amb
a_2
2.9
Po
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0
Hu
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13
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22
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60
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a_22
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Hila
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n_2
20
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carr
a_2
20
An
tam
ina_
220
Ten
sió
n (
p.u
)
Unidad de Negocio Huaraz
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 92
Figura: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Huaraz
No se presentan sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema eléctrico. La LT
138 kV Huallanca-Huaraz Oeste (L-1127) de propiedad de Barrick presentará
sobrecarga de alrededor de 20%.
2. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA
Soluciones de planeamiento en los años 2017-2026
Entre el 2017 y 2021 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
Elementos comunes en alternativas
AÑO 2017
o Nueva SET Huamachuco, transformador nuevo 60/23 kV 25 MVA ONAF.
Asume la carga de la barra 22.9 kV de SET Huamachuco existente.
Desconexión de alimentador 22.9 kV CJB004 de la SET Cajabamba.
AÑO 2018
o Demanda de la barra 10 kV de la SET Cajabamba se mantiene constante en
2.1 MVA. Excedente de demanda se implementa en 22.9 kV.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
L-11
31_
Hu
alla
nca
-Kim
an…
L-11
32_
Sih
uas
-Kim
an…
L-6
67
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ca-S
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…
L-66
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L-66
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L-66
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L-66
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L-66
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-…
L-6
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…
L-66
94_
Hu
araz
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araz
…
L-11
27_
Hu
alla
nca
-Hu
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…
Car
ga (
%)
Unidad de Negocio Huaraz
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 93
AÑO 2024
o Entra transformador nuevo en la SET Cajamarca 60/10 kV, 28 MVA ONAF,
conexión en paralelo con transformador existente. Se realizan traspasos de
carga SET Moyococha a SET Cajamarca para distribuir demanda.
Alternativa 1
AÑO 2017
o Ampliación de SET Ramada, entra transformador nuevo desde SET Huaraz
(almacén), transformador 220/66/22.9 kV, 50/40/20 MVA ONAF. Se deberá
evaluar la regulación de tensión para desarrollar y mantener el nivel de
tensión 60 kV en la zona de Huamachuco, con esto se podría atender a futuro
el suministro de la SET Cajabamba.
o Nueva LT 60 kV Ramada – Huamachuco, simple terna, estructura preparada
para dos ternas, longitud de 16.8 km, AAAC 150 mm2, 34 MVA.
AÑO 2020
o Nueva LT 60 kV Cajamarca Norte – Cajamarca, simple terna, estructura
preparada para dos ternas, longitud de 24.5 km, AAAC 240 mm2, 47 MVA.
o Cerrar interruptor de acoplamiento en la barra 60 kV de SET Cajamarca
cuando ingrese la nueva LT 60 kV Cajamarca Norte –Cajamarca.
AÑO 2022
o Nueva LT 60 kV Cajamarca – San Marcos, simple terna, longitud de 45.4 km,
AAAC 120 mm2, 34 MVA. La LT 60 kV Cajamarca – Celendin (L-6047) con
parte estructura con la LT 60 kV Cajamarca – San Marcos hasta el punto 21,
no puede usarse para doble terna la línea existente.
o Nuevo banco de capacitores de 2x1.5 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Cajabamba.
Alternativa 2
AÑO 2017
o Nueva LT 60 kV Cajabamba – Huamachuco Nueva, simple terna, longitud de
27 km, AAAC 150 mm2, 34 MVA.
o Nueva LT 60 kV Cajamarca Norte – Cajamarca, simple terna, estructura
preparada para dos ternas, longitud de 24.5 km, AAAC 240 mm2, 47 MVA.
o Nuevo banco de capacitores de 7x1.2 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Huamachuco.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 94
o Nuevo banco de capacitores de 2x1.5 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Cajabamba.
AÑO 2018
o Nueva LT 60 kV Cajamarca – San Marcos, simple terna, longitud de 45.4 km,
AAAC 120 mm2, 34 MVA. La LT 60 kV Cajamarca – Celendin (L-6047)
comparte estructura con la LT 60 kV Cajamarca – San Marcos hasta el punto
21, no puede usarse para doble terna la línea existente.
AÑO 2023
o Nuevo banco de capacitores de 7x1.5 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Cajamarca.
AÑO 2023
o Nueva LT 60 kV Cajamarca – San Marcos, simple terna, longitud de 45.4 km,
AAAC 120 mm2, 34 MVA.
En las siguientes figuras se muestra el desarrollo de las alternativas propuestas en el
sistema eléctrico de la UUNN Cajamarca. Los valores de demanda mostrados
corresponden a la demanda de la SET coincidente con el sistema eléctrico (en MW)
para el año 2026, horizonte de planeamiento para fines de comparación de
alternativas.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 95
Alternativa 1 – Conexión con SET La Ramada
25.22 MW
MOYOCOHA
1.3 MW
4.4 MW
Minera Poderosa
6.4 MW
CAJABAMBA
15.2 MW
HUAMACHUCO
3.4 MW
CELENDIN
CAJAMARCA
37.8 MW
Barra A
[2020] Nueva LT 60 kV
AAAC 240 mm2 (47 MVA)
24.5 km
CAJAMARCA NORTE
220 kV
60 kV
Barra B
GUADALUPE
220 kV
60 kV
1.4 MW
TEMBLADERA
CH GALLITO CIEGO
13.5 MW
CHILETE
3.4 MW
SAN MARCOS
[2022]
Nueva LT 60 kV
AAAC 120 mm2 (34 MVA)
45 km
[2022]
B. Cap. 22.9 kV
2x1.5 MVAr
[2020]
Cierre Interruptor
de acoplam.
[20XX]
Conexión
T → π
[20XX]
Conexión
T → π
[2017]
Nueva SET
60/23 kV 25 MVA
220 kV
60 kV
LA RAMADA
[2017]
Ampliación SET
220/66/22.9 kV 50 MVA
[2017] Nueva LT 60 kV
AAAC 150 mm2 (35 MVA)
17 km
[2024]
Nuevo TR
60/10 kV, 28 MVA [2024]
Rotado TR
60/23/7.2 kV,
18/18/6 MVA ONAF
(Kiman Ayllu)
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 96
Alternativa 2 – Conexión con SET Cajabamba
25.22 MW
MOYOCOHA
1.3 MW
4.4 MW
Minera Poderosa
6.4 MW
CAJABAMBA
15.2 MW
HUAMACHUCO
3.4 MW
CELENDIN
CAJAMARCA
37.8 MW
Barra A
[2017] Nueva LT 60 kV
AAAC 240 mm2 (47 MVA)
24.5 km
CAJAMARCA NORTE
220 kV
60 kV
Barra B
GUADALUPE
220 kV
60 kV
1.4 MW
TEMBLADERA
CH GALLITO CIEGO
13.5 MW
CHILETE
3.4 MW
SAN MARCOS
[2018]
Nueva LT 60 kV
AAAC 120 mm2 (34 MVA)
45 km
[2017]
B. Cap. 22.9 kV
2x1.5 MVAr
[20XX]
Conexión
T → π
[20XX]
Conexión
T → π
[2017]
Nueva SET
60/23 kV 25 MVA
220 kV LA RAMADA
[2017]
Nueva LT 60 kV
AAAC 150 mm2 (35 MVA)
27 km
[2024]
Nuevo TR
60/10 kV, 28 MVA [2024]
Rotado TR
60/23/7.2 kV,
18/18/6 MVA ONAF
(Kiman Ayllu)
[2017] B. Cap. 22.9 kV
7x1.2 MVAr
[2020] B. Cap. 22.9 kV
7x1.5 MVAr
[2023]
Nueva LT 60 kV
AAAC 120 mm2 (34 MVA)
33 km
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 97
Comparación de alternativas
En el siguiente cuadro se muestra la comparación de mínimo costo producto de la
valorización de los costos de inversión, operación y mantenimiento, y las pérdidas
eléctricas. Como resultado se observa que la alternativa seleccionada fue la Alternativa
1 (Conexión con la SET La Ramada).
Desempeño eléctrico de las soluciones de planeamiento
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra y nivel de
carga en las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de
Negocio Cajamarca.
Figura: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Cajamarca
OSINERGMIN F-205
SELECCIÓN DE ALTERNATIVA ÓPTIMA
ÁREA DE DEMANDA:3
SISTEMA ELÉCTRICO(1)
Costos de Explotación(4)
Nombre Descripción Transformación(3) Total OYM PÉRDIDAS Costo Total
Alternativa(2) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$
- 5,191,482.30 - 3,152,106.07 8,343,588.37 1,545,958.36 4,940,944.49 14,830,491.22
- 8,827,598.59 - 1,814,788.26 10,642,386.86 2,204,340.95 10,309,938.68 23,156,666.48
Alternativa Seleccionada :ALTERNATIVA 1
(1) Sistema eléctrico en el que se incorporan las nuevas instalaciones del proyecto, según Alternativa evaluada
(2) Resumen de Alternativa evaluada. Consignar como referencia la sección del Estudio donde se encuentra el desarrollo de dicha alternativa y el diagrama unif ilar correspondiente.
(3) Los costos de transformación AT/MT incluyen los costos de las celdas en MT
(4) Valor presente del f lujo de costos en el horizonte de 10 años
Notas:
- El análisis de Alternativas debe realizarse entre proyectos excluyentes.
- Los valores consignados deben estar debidamente vinculados a sus archivos fuente precedentes.
Costos de Inversión(4)
Transmisión
Conexión con SET Cajabamba
Conexión con SET La Ramada Alternativa 1
Alternativa 2
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
1.05
1.10
Gal
lito
Cie
go_6
0
Tem
bla
der
a_6
0
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bla
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a_1
3.2
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60
Ch
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10
Ch
ilet_
23
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Caj
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60
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10
San
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23
San
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0
Caj
abam
ba_
10
Caj
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60
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10
Mo
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22
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60
Caj
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20
Caj
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Ten
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p.u
)
Unidad de Negocio Cajamarca
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 98
Las tensiones en las barras 60 kV de las SETs Cajabamba, Chilete, Cajamarca y
Celendín pueden ser mejoradas en el lado de MT mediante regulación y bancos de
capacitores. La alternativa 1 permite la mejora del perfil de tensiones en la zona de
Cajabamba.
Figura: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Cajamarca
La alternativa 1 presenta una leve sobrecarga en la LT 60 kV Moyococha – Cajamarca
Norte, la cual se puede atender con traspasos de carga a la SET Cajamarca, cuya
capacidad de transformación fue ampliada.
3. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE
Soluciones de planeamiento en los años 2017-2026
Entre el 2017 y 2021 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
Alternativa única
AÑO 2017
o Baja por obsolescencia transformador de reserva TP-A006de la SET San
Jacinto 138/13.8 kV, 6.67 MVA ONAF, año de fabricación 1976.
0
50
100
150
200
250
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60
L-66
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Gal
lito
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60
L_M
oyo
coch
a-C
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Unidad de Negocio Cajamarca
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 99
o Baja por obsolescencia transformador de reserva TP-A003de la SET Nepeña
138/13.8 kV, 6.67 MVA ONAF, año de fabricación 1976.
o Entra transformador nuevo en la SET Trapecio, transformador 138/22.9/10
kV, 30/30/30 MVA ONAF. Transformador existente de la SET Trapecio
138/13.8 kV 12 MVA ONAF, va rotado a SET San Jacinto.
o Entra transformador rotado en la SET San Jacinto desde SET Trapecio,
transformador 138/13.8 kV, 12 MVA ONAF. Transformador existente de la SET
San Jacinto 138/13.8 kV 6.67 MVA ONAF, va a la reserva.
o Nuevos interruptores 138 kV y 13.8 kV en la SET San Jacinto, en reemplazo
de seccionadores.
AÑO 2018
o Baja por obsolescencia transformador de reserva TP-A008 de la SET Santa
132/13.8 kV, 33.33 MVA ONAF, año de fabricación 1975.
AÑO 2019
o Nueva SET Chimbote Nueva, transformador nuevo 138/22.9/13.8 kV,
30/30/30 MVA ONAF. Asume carga de la SET Trapecio en 13.8 kV y excedente
en 22.9 kV. Esta SET se conecta a la LT 138 kV Chimbote Sur - Nepeña en un
punto de derivación a 4.5 km de la SET Chimbote Sur. Se incluye una LT 138
kV Chimbote Nueva – Derivación, doble terna, longitud de 1 km, AAAC 127
mm2, 73 MVA por terna.
AÑO 2020
o Entra transformador nuevo en la SET Chimbote Norte en paralelo,
138/22.9/13.8 kV, 30/30/30 MVA ONAF. Se atienda demandas incorporadas y
crecimiento en 22.9 kV.
Desempeño eléctrico de las soluciones de planeamiento
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra y nivel de
carga en las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de
Negocio Chimbote.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 100
Figura: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Chimbote
Las tensiones en las barras 60 kV del sistema eléctrico están dentro de las tolerancias
permitidas.
Figura: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Chimbote
No se presentan sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema eléctrico.
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Unidad de Negocio Chimbote
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 101
4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD
Soluciones de planeamiento en los años 2017-2026
Entre el 2017 y 2021 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
Elementos comunes en alternativas
AÑO 2017
o Nuevo banco de capacitores de 2x1.5 MVAr en la barra 10 kV de la SET
Paijan. Al respecto y dado el crecimiento de la demanda, se está analizando la
posibilidad de efectuar el cambio de tensión al nivel de 60 KV, lo cual se
plantearía con ocasión del levantamiento de las observaciones que debe
efectuar Osinergmin.
AÑO 2018
o Entra transformador nuevo en la SET Pacasmayo, 60/22.9/10 kV, 25/25/25
MVA ONAF. Transformador existente de la SET Pacasmayo 60/10 kV, 20 MVA
ONAF (1ra etapa), regresa a la reserva de SET Cajamarca.
o Demanda de la barra 10 kV de la SET Pacasmayo se mantiene constante en
10 MVA. Excedente de demanda se implementa en 22.9 kV.
Alternativa 1
AÑO 2017
o Nueva LT 138 kV Santiago de Cao – Nueva Malabrigo, simple terna, estructura
preparada para doble terna, longitud de 41.4 km, AAAC 120 mm2, 73 MVA.
o Entra nueva SET Malabrigo, nuevo transformador 138/22.9/10 kV, 30/20/15
MVA ONAF. Asume la carga de la barra 22.9 kV de SET Malabrigo existente.
Transformador existente de la SET Malabrigo 34.5/10.5 kV 15 MVA ONAF, va
rotado a la SET Casagrande-01.
o Entra transformador rotado en la SET Casagrande-01 desde SET Malabrigo,
transformador 34.5/10.5 kV 15 MVA ONAF. Transformador existente 34.5/10.5
kV, 6.5 MVA ONAF va a la reserva.
Alternativa 2
AÑO 2017
o Entra transformador nuevo en la SET Santiago de Cao, 138/60/22.9 kV,
40/40/40 MVA ONAF. Este transformador atiende demanda 60 kV hasta SET
Malabrigo.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 102
o Nueva LT 60 kV Santiago de Cao – Nueva Malabrigo, simple terna, estructura
preparada para doble terna, longitud de 41.4 km, AAAC 240 mm2, 47 MVA.
o Entra nueva SET Malabrigo, nuevo transformador 60/22.9/10 kV, 30/20/15
MVA ONAF. Asume la carga de la barra 22.9 kV de SET Malabrigo existente.
Transformador existente de la SET Malabrigo 34.5/10.5 kV 15 MVA ONAF, va
rotado a la SET Casagrande-01.
o Entra transformador rotado en la SET Casagrande-01 desde SET Malabrigo,
transformador 34.5/10.5 kV 15 MVA ONAF. Transformador existente 34.5/10.5
kV, 6.5 MVA ONAF va a la reserva. Al respecto y dado el crecimiento de la
demanda, se está analizando la posibilidad de efectuar el cambio de tensión al
nivel de 60 KV, lo cual se plantearía con ocasión del levantamiento de las
observaciones que debe efectuar Osinergmin.
En las siguientes figuras se muestra el desarrollo de las alternativas propuestas en el
sistema eléctrico del eje Santiago de Cao de la UUNN La Libertad. Los valores de
demanda mostrados corresponden a la demanda de la SET coincidente con el sistema
eléctrico (en MW) para el año 2026, horizonte de planeamiento para fines de
comparación de alternativas.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 103
Alternativa 1 – Conexión de SET Malabrigo en 138 kV
2.4 MW
SANTIAGO DE CAO
9.3 MW
CASAGRANDE 01
3.9 MW
CASAGRANDE 02
8.2 MW
PAIJAN
22.7 MW
MALABRIGO
Hacia SET Trujillo Norte
138 kV
34.5 kV
[2017]
Nueva LT 138 kV
AAAC 120 mm2 (70 MVA)
41 km
[2017]
Desmontaje de
LT-3345
[2016]
Desmontaje de LT-3344
(línea antigua,
vandalismo)
[2017]
Nueva SET
Nuevo TR 138/22.9/10 kV,
30/20/15 MVA
[2017]
Rotado TR
34.5/10.5 kV 15 MVA
(Malabrigo)
[2017]
B. Cap. 10 kV
2x1.5 MVAr
[2015]
Rotado TR
34.5/10.5 kV, 12 MVA
(Guadalupe 02)
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 104
Alternativa 2 – Conexión de SET Malabrigo en 60 kV
2.4 MW
SANTIAGO DE CAO
9.3 MW
CASAGRANDE 01
3.9 MW
CASAGRANDE 02
8.2 MW
PAIJAN
22.7 MW
MALABRIGO
Hacia SET Trujillo Norte
138 kV
34.5 kV
[2017]
Nueva LT 60 kV
AAAC 20 mm2 (47 MVA)
41 km
[2017]
Desmontaje de
LT-3345
[2016]
Desmontaje de LT-3344
(línea antigua,
vandalismo)
[2017]
Nueva SET
Nuevo TR 60/22.9/10 kV,
30/20/15 MVA
[2017]
Rotado TR
34.5/10.5 kV 15 MVA
(Malabrigo)
[2017]
B. Cap. 10 kV
2x1.5 MVAr
[2015]
Rotado TR
34.5/10.5 kV, 12 MVA
(Guadalupe 02)
[2017]
Nuevo TR 138/60/22.9 kV,
40/30/15 MVA
60 kV
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 105
Comparación de alternativas
En el siguiente cuadro se muestra la comparación de mínimo costo producto de la
valorización de los costos de inversión, operación y mantenimiento, y las pérdidas
eléctricas. Como resultado se observa que la alternativa seleccionada fue la Alternativa
1 (Conexión de la SET Malabrigo en 138 kV).
Desempeño eléctrico de las soluciones de planeamiento
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra y nivel de
carga en las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de
Negocio La Libertad.
Figura: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio La Libertad
OSINERGMIN F-205
SELECCIÓN DE ALTERNATIVA ÓPTIMA
ÁREA DE DEMANDA:3
SISTEMA ELÉCTRICO(1)SANTIAGO DE CAO
Costos de Explotación(4)
Nombre Descripción Transformación(3) Total OYM PÉRDIDAS Costo Total
Alternativa(2) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$
5,411,070.62 - - 3,689,583.28 9,100,653.91 1,858,845.19 2,244,499.07 13,203,998.17
426,664.90 4,202,067.67 2,420,543.67 3,081,395.99 10,130,672.22 2,112,240.12 2,511,247.92 14,754,160.26
Alternativa Seleccionada :ALTERNATIVA 138
(1) Sistema eléctrico en el que se incorporan las nuevas instalaciones del proyecto, según Alternativa evaluada
(2) Resumen de Alternativa evaluada. Consignar como referencia la sección del Estudio donde se encuentra el desarrollo de dicha alternativa y el diagrama unif ilar correspondiente.
(3) Los costos de transformación AT/MT incluyen los costos de las celdas en MT
(4) Valor presente del f lujo de costos en el horizonte de 10 años
Notas:
- El análisis de Alternativas debe realizarse entre proyectos excluyentes.
- Los valores consignados deben estar debidamente vinculados a sus archivos fuente precedentes.
Costos de Inversión(4)
Transmisión
Malabrigo 138 kV
Malabrigo 60 kV Alternativa 60
Alternativa 138
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ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 106
Las tensiones en las barras 60 kV de la SET Paijan pueden ser mejoradas en el lado de
MT mediante regulación y bancos de capacitores. La alternativa 1 permite la mejora
del perfil de tensiones en la zona de Santiago de Cao.
Figura: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio La Libertad
No se presentan sobrecargas en las líneas de transmisión del sistema eléctrico.
5. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO TRUJILLO
Soluciones de planeamiento en los años 2017-2026
Entre el 2017 y 2021 se propusieron los siguientes proyectos y acciones
correspondientes a movimientos de transformadores y traspasos de carga:
Alternativa única
AÑO 2017
o Nueva celda de transformación de 22.9 kV en la SET Tayabamba.
o Entra transformador nuevo en la SET Motil, 138/33/22.9 kV, 25/25/25 MVA
ONAF. Transformador existente 138/33/7.2 kV, 13.4/13.4/4.7 MVA ONAF va a
la reserva.
o Entra transformador nuevo en la SET La Florida, 33/13.8, 5 MVA ONAF.
Transformador existente de la SET La Florida 33/13.8 kV, 3 MVA ONAF va a la
SET Otuzco. Transformador existente de la SET Otuzco 33/13.8 kV, 2 ONAF va
a la reserva. Incluir celda de transformación de 13.8 kV.
o Nueva celda de transformación de 13.8 kV en la SET Otuzco.
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ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 107
o Nueva celda de transformación de 13.8 kV en la SET Charat.
o Baja por obsolescencia transformador de reserva No. 43777 de la SET Trujillo
Sur 138/10.7 kV, 30 MVA ONAN, año de fabricación 1969 (Bruce Peebles).
o Baja por obsolescencia transformador de reserva No. 421.01.129 de la SET
Porvenir 34.5/10 kV, 3 MVA ONAN, año de fabricación 1964.
o Repotenciación de LT 138 kV Porvenir – Trujillo Norte (L-1117), cambio de
conductor AAAC de 185 mm2 a 304 mm2, longitud de 11.85 km, 143 MVA.
o Nuevo transformador 60/22.9 kV 15 MVA ONAF en SET Chao. Ambos
transformadores de la SET asumen carga en 22.9 kV.
o En la SET Viru se traspasa carga de 22.9 kV a 10 kV mediante transformador
elevador 10/22.9 MVA.
o Se desactiva la SET Salaverry existente, transformador 33/10 kV, 3 ONAF va a
la reserva.
o Nueva SET Salaverry, transformador nuevo 33/10 kV, 10 MVA ONAF. Asume
toda la carga de la SET Salaverry en 10 kV y la carga trasladada a SET Huaca
del Sol.
o Nuevo interruptor 138 kV en la SET Porvenir, en reemplazo del seccionador de
la LT 138 kV Porvenir – Trujillo Norte.
AÑO 2018
o Nueva SET Trujillo Centro, transformador nuevo 138/22.9/10.7 kV, 60/24/36
MVA ONAF. Asume 50% de la carga de las barras A y B en 10 kV de la SET
Trujillo Sur. Demanda de la barra 10 kV se mantiene constante en 36 MVA,
excedente de demanda se implementa en 22.9 kV.
AÑO 2019
o Por criterio N-1, nueva terna en LT 138 kV Trujillo Norte – Trujillo Noroeste,
estructura está preparada para doble terna, longitud de 6 km, AAAC 240
mm2, 120 MVA.
AÑO 2022
o Nuevo banco de capacitores de 1 MVAr en la barra 13.2 kV de la SET Charat.
o Nuevo banco de capacitores de 2x1.5 MVAr en la barra 22.9 kV de la SET
Chao.
Desempeño eléctrico de las soluciones de planeamiento
En las siguientes figuras se presentan los resultados de tensiones en barra y nivel de
carga en las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico de Transmisión de la Unidad de
Negocio Trujillo.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 108
Figura: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Trujillo (1)
Figura: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Trujillo (2)
Las tensiones en las barras 60 kV de las SETs Chao y Charat pueden ser mejoradas en
el lado de MT mediante regulación y bancos de capacitores.
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Unidad de Negocio Trujillo
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 109
Figura: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Trujillo
Se presentan sobrecargas leves solo en la LT 33 kV Motil-Florida (L-3360).
VI. REPROGRAMACION DE INVERSIONES APROBADAS EN EL PIT 2013-2017
En el siguiente cuadro se aprecia cómo quedará finalmente la reprogramación de las
inversiones aprobadas en el PIT 2013-2017 considerando los resultados del estudio del
PIT 2017-2021.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
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Unidad de Negocio Trujillo
2026-1 2026-2 2026
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 110
Í tem Titular Nombre de Elemento Instalación Año Módulo Estándar ModificadoAño
ReprogramadoEstado Actual Elemento Adicionado/Previsto Año Previsto Obs.
1 HIDRANDINA1 Transformador de Potencia 60/22.9-13,8-10 kV de 18/18/6 MVA SET AT/MT VIRU 2006 RETIRADO (*) ALTA60/22.9/10 kV TP-6017
20/12/8 MVA ONAN; 23/14/9 MVA ONAF---
3 HIDRANDINA1 Transformador de Potencia 33/10 kV, 3 MVA SET AT/MT LA FLORIDA 2012 ALTA33/13.8 kV TP-3022
3 MVA---
6 HIDRANDINA1 Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 9 MVA SET AT/MT TICAPAMPA 2012 ALTA66/22.9/13.8 kV TP-6017
7/4/5 MVA ONAN; 9/5/7 MVA ONAF---
10 HIDRANDINA1 Transformador de Potencia 220/60/10 kV, 75 MVA SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE 2012 ALTA220/60/10 kV
60/60/10 MVA ONAN; 75/75/12.5 MVA ONAF---
15 HIDRANDINA Línea, 138 kV, CHIMBOTE NORTE - TRAPECIO, 9.74 km LÍNEA 2013 PREVISTOLT 138 kV
AAACE 240 mm2, 10.8 kmEne 2016
16 HIDRANDINA Línea, 60 kV, DERIVACIÓN PIERINA - DERIVACIÓN HUARAZ, 3.5 km LÍNEA 2013 ALTALT 60 kV
AAAC 240 mm2, 0.88 kmAgo 2014
17 HIDRANDINA Línea, 60 kV, GUADALUPE - GUADALUPE 02, 13.2 km LÍNEA 2013 PREVISTOLT 60 kV L-6645
AAAC 120 mm2, 13 kmSet 2015
18 HIDRANDINA Línea, 60 kV, Reforzamiento DERIVACIÓN HUARAZ - HUARAZ, 3.2 km LÍNEA 2013 ALTALT 60 kV L-6694
AAAC 240 mm2, 6.3 kmAgo 2014
20 HIDRANDINA Banco de Compensador 22.9 kV, 4 MVAr SET AT/MT CAJABAMBA 2013 ALTABanco 22.9 kV
3.6 MVAr + 1.9 MVAr---
21 HIDRANDINA Transformador de Potencia 33/10 kV, 15 MVA SET AT/MT CASAGRANDE 2 2013 RETIRADO RETIRADO --- ---
26 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 30 MVA SET AT/MT GUADALUPE-02N 2013 PREVISTO66/22.9/13.8 kV TP-6032
25/15/12 MVA ONAN; 30/18/15 MVA ONAFSet 2015
38 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/33/10 kV, 30 MVA SET AT/MT LA HUACA DEL SOL 2013 PREVISTO58/34/10.5 kV
25/17/13 MVA ONAN; 30/20/15 MVA ONAFOct 2015
40 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/23 kV, 15 MVA SET AT/MT PALLASCA 2013 REPROGRAMADO 2015 PIT 2017-2021 66/22.9 kV, 18 MVA ONAF 2018
45 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/60/10 kV, 40 MVASET MAT/AT DERIVACIÓN
PIERINA2013 ALTA
138/60/10 kV TP-A049
30/30/10 MVA ONAN; 40/40/13 MVA ONAFAgo 2014
53 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/23/10 kV, 30 MVA SET MAT/MT CHIMBOTE SUR 2013 PREVISTO138/22.9/13.8 kV
23/9.5/17 MVA ONAN; 30/12/22 MVA ONAFEne 2016
55 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/23/10 kV, 15 MVA SET MAT/MT NEPEÑA 2013 PREVISTO138/22.9/13.8 kV
12/5/9 MVA ONAN; 15/7/10 MVA ONAFEne 2016
59 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/23/10 kV, 60 MVA SET MAT/MT PORVENIR 2013 ALTA138/22.9/10 kV TP-A051
50/15/45 MVA ONAN; 60/18/54 MVA ONAFNov 2014
63 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/22,9/10 kV, 25 MVA SET MAT/MT SANTA 2013 PREVISTO138/22.9/13.8 kV
20/10/15 MVA ONAN; 25/13/18 MVA ONAFMar 2016
68 HIDRANDINA Línea, 138 kV, TRUJILLO NOR OESTE - TRUJILLO SUR, 9.2 km LÍNEA 2013 LT-138COU0AMS0C5240A 2015 PREVISTOLT 138 kV
AAAC 304 mm2, 13 kmMay 2016
69 MINEM Línea, 60 kV, CAJABAMBA - HUAMACHUCO, 20 km LÍNEA 2014 PIT 2017-2021 --- --- RETIRAR
70 HIDRANDINA Línea, 60 kV, DERIVACIÓN PIERINA - TICAPAMPA, 37 km LÍNEA 2014 PIT 2017-2021 --- --- RETIRAR
71 HIDRANDINALínea, 138 kV, Reforzamiento TRUJILLO NORTE - EL PORVENIR, 11.85
kmLÍNEA 2014 PIT 2017-2021
LT 138 kV L-1117
AAAC 304 mm2, 11.85 km2017
72 HIDRANDINA Línea, 138 kV, SANTIAGO DE CAO - MALABRIGO, 41.36 km SANTIAGO DE CAO - MALABRIGO 2014 RETIRADO PIT 2017-2021LT 138 kV
AAAC 120 mm2, 41 km2017
77 MINEM Banco de Compensadores 23 kV, 2x1,2 MVAR SET AT/MT HUAMACHUCO 2014 PIT 2017-2021 --- --- RETIRAR
87 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/60/23 kV, 15 MVA SET MAT/AT/MT SIHUAS 2014 ALTA138/60/22.9 kV TP-A052
12/10/2 MVA ONAN; 15/7.5/8.75 MVA ONAFEne 2015
88 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/60/10 kV, 60 MVA SET MAT/AT/MT TRUJILLO SUR 2014 ALTA138/60/10 kV TP-A050
50/20/30 MVA ONAN; 60/24/36 MVA ONAFNov 2014
Operación en paralelo 60 kV
bajo sincronización taps
95 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/23/10 kV, 30 MVA SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE 2014 PREVISTO138/22.9/10 kV
30/10/20 MVA ONAFJul 2016
104 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/10 kV, 30 MVA SET MAT/MT N-MALABRIGO 2014 PIT 2017-2021138/22.9/10 kV
30/20/15 MVA ONAF2017
108 HIDRANDINA Línea, 60 kV, MOYOCOCHA - DERV. CAJAMARCA, 2.6 km LINEA 2015 PREVISTOLT 60 kV
AAAC 150 mm2, 6.7 kmNov 2015
119 HIDRANDINA Transformador de Potencia de 25 MVA, 60/23/10 kV SET AT/MT PACASMAYO 2015 INCORPORADO PIT 2017-202160/22.9/10 kV
25/15/10 MVA ONAF2018
Transf, existente 20 MVA
ONAF (1ra etapa)
120 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 15 MVA SET AT/MT TICAPAMPA 2015 TP-060023010-030SI3E PREVISTO60/22.9/13.8 kV
20/10/10 MVA ONAFMay 2016
142 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/23/10 kV, 30 MVA SET MAT/MT TRUJILLO CENTRO 2015 PIT 2017-2021138/22.9/10.7 kV
60/24/36 MVA ONAF2018
145 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/10 kV, 15 MVA SET MAT/MT CASMA 2016 PREVISTO138/22.9/10 kV
12/6/7 MVA ONAN; 15/7.5/8.75 MVA ONAFJunio 2015
X1 HIDRANDINA Transformador de Potencia 60/22.9/10 kV, 30 MVA SET AT/MT MOYOCOCHA PIT 2017-202160/22.9/10 kV
25/3/25 MVA ONAN; 30/5/28 MVA ONAFNov 2015
X2 HIDRANDINA Transformador de Potencia 138/13.8 kV, 12 MVA SET AT/MT TRAPECIO ALTA138/13.8 kV TP-A048
10 MVA ONAN; 12 MVA ONAFEne 2014
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 111
VII. COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
1. ASPECTOS GENERALES
La valorización de los elementos que componen al Área 03, ha sido efectuada de
acuerdo con los siguientes criterios:
Los costos de inversión han sido determinados utilizando los módulos estándares
del OSINERGMIN publicados el 26 de marzo del 2015 mediante Resolución
No.060-2014-OS/CD
Los módulos estándares han sido aplicados de acuerdo con la ubicación geográfica
y características técnicas de cada instalación.
No se ha considerado el efecto de la depreciación de las instalaciones.
Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares de las nuevas subestaciones
se han prorrateado entre los elementos de la respectiva, en proporción a sus
costos de inversión en el año de su puesta en servicio.
Los costos de inversión de las celdas de línea se han incluido como elementos de
las subestaciones.
El costo de inversión del centro de control y de las telecomunicaciones de las
nuevas subestaciones se ha prorrateado entre los respectivos elementos de
subestaciones.
Los costos de inversión han sido desagregados según la siguiente clasificación:
costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del
Aluminio y Costos del Cobre.
No se ha considerado los costos de los cambios por reposición de instalaciones
existentes por otras de características similares.
2. COSTO 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.
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 112
3. COSTO INCREMENTAL DEL CENTRO DE CONTROL
El costo incremental del centro de control en la alternativa desarrollada es el que se
muestra en la Tabla 1.
Tabla 1 Costo incremental de centro de control
El costo incremental de telecomunicaciones en la alternativa desarrollada es el que se
muestra en la Tabla 2.
ASIGNACIÓN DEL MÓDULO DE CENTRO DE CONTROL INCREMENTAL
ÁREA DE DEMANDA: 3
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-SI-MED01 23 380.43 45 059.75 SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA HUAM-N-1 331 072.10 5 691.48 10 968.86
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA HUAM-N-2 70 942.24 1 219.57 2 350.41
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA HUAM-N-3 11 141.37 191.53 369.13
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA HUAM-N-4 859 961.62 14 783.65 28 491.68
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA HUAM-N-5 86 916.83 1 494.19 2 879.67
CCI-CO-MED01 23 380.43 45 059.75 SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-1 326 591.70 3 865.32 7 449.41
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-2 104 897.35 1 241.50 2 392.66
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-3 68 321.35 808.61 1 558.38
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-4 70 278.10 831.77 1 603.01
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-5 50 899.11 602.41 1 160.99
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-6 1 279 140.39 15 139.06 29 176.63
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-7 75 348.15 891.77 1 718.66
CCI-CO-MED01 23 380.43 45 059.75 SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-1 408 649.32 2 819.67 5 434.18
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-2 408 649.32 2 819.67 5 434.18
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-3 1 543 832.28 10 652.40 20 529.75
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-4 286 905.52 1 979.64 3 815.24
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-5 126 603.70 873.56 1 683.57
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-6 82 459.05 568.96 1 096.53
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-7 84 820.72 585.26 1 127.94
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-8 90 939.91 627.48 1 209.31
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-9 90 939.91 627.48 1 209.31
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-10 90 939.91 627.48 1 209.31
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-11 90 939.91 627.48 1 209.31
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-12 82 803.26 571.34 1 101.11
CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -
INCREMENTAL DE 1 SETS
CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -
INCREMENTAL DE 1 SETS
CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -
INCREMENTAL DE 1 SETS
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 113
Tabla 2 Costo incremental de telecomunicaciones
4. COSTOS DE INVERSIÓN TOTAL
Los costos de inversión asociados al Sistema Eléctrico a Remunerar son los que se
muestran en la Tabla 3.
Tabla 3 Costos de inversión en el Sistema Eléctrico a Remunerar
ASIGNACIÓN DEL MÓDULO DE TELECOMUNICACIONES INCREMENTAL
ÁREA DE DEMANDA:3
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.
TELI-SI-MED01 9 011.17 19 750.05 SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVAHUAM-N-1 331 072.10 2 193.58 4 807.74
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVAHUAM-N-2 70 942.24 470.04 1 030.20
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVAHUAM-N-3 11 141.37 73.82 161.79
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVAHUAM-N-4 859 961.62 5 697.84 12 488.13
SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVAHUAM-N-5 86 916.83 575.88 1 262.18
TELI-CO-MED01 32 953.69 27 758.49 SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-1 326 591.70 5 448.00 4 589.12
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-2 104 897.35 1 749.83 1 473.97
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-3 68 321.35 1 139.70 960.02
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-4 70 278.10 1 172.34 987.52
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-5 50 899.11 849.07 715.21
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-6 1 279 140.39 21 337.84 17 973.90
SET MAT/MT N-MALABRIGO N-MALA-7 75 348.15 1 256.91 1 058.76
TELI-CO-MED01 32 953.69 27 758.49 SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-1 408 649.32 3 974.20 3 347.66
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-2 408 649.32 3 974.20 3 347.66
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-3 1 543 832.28 15 014.09 12 647.09
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-4 286 905.52 2 790.21 2 350.33
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-5 126 603.70 1 231.25 1 037.14
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-6 82 459.05 801.93 675.51
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-7 84 820.72 824.90 694.85
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-8 90 939.91 884.41 744.98
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-9 90 939.91 884.41 744.98
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-10 90 939.91 884.41 744.98
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-11 90 939.91 884.41 744.98
SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-12 82 803.26 805.28 678.33
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 - 1 SETS
ÁREA DE DEMANDA: 3
HIDRANDINA INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
2017 3 580 886 1 733 519 2 237 362 7 679 230 15 230 997 3 580 886 1 733 519 2 237 362 7 679 230 15 230 997
2018 1 042 809 - - 2 617 682 3 660 491 4 623 695 1 733 519 2 237 362 10 296 911 18 891 488
2019 968 781 - - 2 830 796 3 799 578 5 592 476 1 733 519 2 237 362 13 127 708 22 691 066
2020 - - 2 916 300 1 671 757 4 588 057 5 592 476 1 733 519 5 153 663 14 799 465 27 279 123
2021 - - - 397 062 397 062 5 592 476 1 733 519 5 153 663 15 196 526 27 676 184
AREA 03 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
2017 3 580 886 1 733 519 2 237 362 7 679 230 15 230 997 3 580 886 1 733 519 2 237 362 7 679 230 15 230 997
2018 1 042 809 - - 2 617 682 3 660 491 4 623 695 1 733 519 2 237 362 10 296 911 18 891 488
2019 968 781 - - 2 830 796 3 799 578 5 592 476 1 733 519 2 237 362 13 127 708 22 691 066
2020 - - 2 916 300 1 671 757 4 588 057 5 592 476 1 733 519 5 153 663 14 799 465 27 279 123
2021 - - - 397 062 397 062 5 592 476 1 733 519 5 153 663 15 196 526 27 676 184
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 114
El resumen de todos los elementos del Plan de Obras valorizados se encuentran el el
Formulario F-305.
5. 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:
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.
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
En el Formulario F-401 se obtienen el resumen de los costos de Operación y
Mantenimiento.
6. PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN 2017-2021
Se proponen los siguientes elementos:
ÁREA DE DEMANDA: 3
HIDRANDINA COYM COYM ACUMULADO
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
2017 116 737 48 420 78 531 291 736 535 425 116 737 48 420 78 531 291 736 535 425
2018 33 996 - - 92 437 126 433 150 732 48 420 78 531 384 173 661 857
2019 31 582 - - 106 161 137 743 182 315 48 420 78 531 490 334 799 600
2020 - - 102 362 62 622 164 984 182 315 48 420 180 894 552 956 964 585
2021 - - - 19 398 19 398 182 315 48 420 180 894 572 354 983 982
AREA 03 INVERSIÓN INVERSIÓN ACUMULADA
AÑO MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL
2017 116 737 48 420 78 531 291 736 535 425 116 737 48 420 78 531 291 736 535 425
2018 33 996 - - 92 437 126 433 150 732 48 420 78 531 384 173 661 857
2019 31 582 - - 106 161 137 743 182 315 48 420 78 531 490 334 799 600
2020 - - 102 362 62 622 164 984 182 315 48 420 180 894 552 956 964 585
2021 - - - 19 398 19 398 182 315 48 420 180 894 572 354 983 982
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 115
BASE DE DATOS DE LOS ELEMENTOS PREVISTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR DEL AREA DE DEMANDA 3
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
ELEMENTOS REQUERIDOS, NO CONSIDERADOS EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013 - 2017
2015 HIDRANDINA Transformador 60/22.9/10 kV 30 MVA SET AT/MT MOYOCOCHA TP-060023010-030SI2E 803 231
2016 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2016 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT CASAGRANDE 1 CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2016 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET AT/MT VIRU CE-023COU1MCISBAL1 49 942
ELEMENTOS DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 - 2021
2017 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador 60 kV SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA CE-060SIR3C1ESBLT2 354 734
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA CE-023SIR3C1ESBTR1 76 012
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA CE-023SIR3C1ESBMD1 11 938
2017 HIDRANDINA Transformador 60/22.9 kV, 25 MVA SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA TP-060023-025SI3E 921 423
2017 HIDRANDINA Celda de Alimentación 22.9 kV SET AT/MT HUAMACHUCO NUEVA CE-023SIR3C1ESBAL1 93 129
2017 HIDRANDINA Transformador 220/60/22.9 kV 50MVA SET MAT/AT LA RAMADA TP-220060023-050SI2E 1 238 372
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 220 kV SET MAT/AT LA RAMADA CE-220SIR2C1ESBTR3 317 902
2017 HIDRANDINA Celda Línea - Transformador 220 kV SET MAT/AT LA RAMADA CE-060SIR2C1ESBLT2 239 080
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MAT/AT LA RAMADA CE-023SIR2C1ESBTR1 46 044
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 116
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET MAT/AT LA RAMADA CE-023SIR2C1ESBMD1 6 941
2017 HIDRANDINA Celda de Alimentación 22.9 kV SET AT/MT CHILETE CE-023SIU2MCISBAL1 55 607
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE CE-023COU1MCISBAL1 51 154
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/AT/MT TRUJILLO SUR CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2017 HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBLI3 252 457
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBTR3 177 245
2017 HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV a N-Malabrigo SET MAT/AT SANTIAGO DE CAO CE-138COR1C1ESBLI3 252 457
2017 HIDRANDINA Celda de Línea - Transformador 138 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-138COR1C1ESBLT3 347 944
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-023COU1MCISBTR1 111 755
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-023COU1MCISBMD1 72 788
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 10 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBTR1 74 873
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 10 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBMD1 54 227
2017 HIDRANDINA Transformador 138/22.9/10 kV, 30 MVA SET MAT/MT N-MALABRIGO TP-138023010-030CO1E 1 362 768
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBAL1 80 274
2017 HIDRANDINA Celda de Compensador 10 kV SET AT/MT PAIJAN CE-010COU1MCISBCC1 54 850
2017 HIDRANDINA Banco de Compensador 10 kV, 2x1.5 MVAr SET AT/MT PAIJAN SC-010CO1BPEV-0002-2 73 330
2017 HIDRANDINA Transformador 5 MVA, 33/13.8 kV SET AT/MT LA FLORIDA TP-033010-005SI2E 228 504
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 117
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
2017 HIDRANDINA Transformador 15 MVA 60/22.9 kV SET AT/MT CHAO TP-060023-015CO1E 454 124
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 60 kV SET AT/MT CHAO CE-060COR1C1ESBTR2 191 501
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET AT/MT CHAO CE-023COU1MCISBTR1 76 360
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET AT/MT CHAO CE-023COU1MCISBMD1 49 735
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET AT/MT CHAO CE-023COU1MCISBAL1 49 942
2017 HIDRANDINA Transformador 10 MVA 33/10 kV SET AT/MT SALAVERRY (NUEVA) TP-033010-010CO1E 256 110
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET MAT/MT SANTA CE-023COU1MCISBAL1 51 154
2017 HIDRANDINA Transformador 138/22,9/10 kV de 25 MVA SET MAT/MT TRAPECIO TP-138023010-025CO1E 888 958
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MAT/MT TRAPECIO CE-023COU1MCISBTR1 78 214
2017 HIDRANDINA Celda Medición 22.9 kV SET MAT/MT TRAPECIO CE-023COU1MCISBMD1 50 942
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET MAT/MT TRAPECIO CE-023COU1MCISBAL1 51 154
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/MT CASMA CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MAT/MT TAYABAMBA CE-023SIU3C1ESBTR1 65 593
2017 HIDRANDINA Transformador 20 MVA 60/22.9/13.8 kV SET AT/MT HUARAZ TP-060023010-020SI3E 669 483
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 60 kV SET AT/MT HUARAZ CE-060SIU3C1ESBTR2 213 681
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET AT/MT HUARAZ CE-023SIU3MCISBTR1 100 887
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET AT/MT HUARAZ CE-023SIU3MCISBMD1 65 599
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 118
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 13.8 kV SET AT/MT HUARAZ CE-010SIU3MCISBTR1 65 543
2017 HIDRANDINA Celda de Medición 13.8 kV SET AT/MT HUARAZ CE-010SIU3MCISBMD1 47 417
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET AT/MT HUARAZ CE-010SIU3MCISBAL1 70 339
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET AT/MT HUARAZ CE-010SIU3MCISBAL1 70 339
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET AT/MT HUARAZ CE-010SIU3MCISBAL1 70 339
2017 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET AT/MT HUARAZ CE-023SIU3MCISBAL1 65 793
2017 HIDRANDINA Transformador 12 MVA 66/22.9/13.8 kV SET AT/MT CARAZ TP-060010-015SI3E 488 045
2017 HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 60 MVA SET MAT/MT TRUJILLO CENTRO TP-138023010-060CO1E 1 200 285
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET MAT/MT TRUJILLO CENTRO CE-138COU1C1ESBTR3 177 245
2017 HIDRANDINA Celda de Transformador 22,9 kV SET MAT/MT TRUJILLO CENTRO CE-023COU1MCISBTR1 78 214
2017 HIDRANDINA Celda de Medición SET MAT/MT TRUJILLO CENTRO CE-010COU1MCISBMD1 37 951
2018 HIDRANDINA Celda de Alimentación 2.3 kV SET AT/MT TEMBLADERA CE-010COR1C1ESBAL1 36 067
2018 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT PACASMAYO CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2018 HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV a Trujillo Norte SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE CE-138COU1C1ESBLI3 252 457
2018 HIDRANDINA Celda de Línea a Trujillo Nor Oeste SET MAT/MT TRUJILLO NORTE CE-138COU1C1ESBLI3 252 457
2018 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT CASAGRANDE 1 CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2018 HIDRANDINA Transformador 60/22.9 kV de 15 MVA SET AT/MT PALLASCA TP-060023-015SI3E 478 782
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 119
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
2018 HIDRANDINA Transformador 9 MVA 66/22.9/10 kV SET AT/MT CARHUAZ TP-060023010-009SI3E 451 694
2018 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET AT/MT CARAZ CE-010SIR3C1ESBAL1 47 744
2019 HIDRANDINA Celda de Alimentación 22.9 kV SET AT/MT MOYOCOCHA CE-023SIU2MCISBAL1 55 607
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT GUADALUPE-01 CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE CE-023COU1MCISBAL1 51 154
2019 HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV a Chimbote Sur SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-138COU1C1ESBLI3 424 225
2019 HIDRANDINA Celda de Línea 138 kV a Nepeña SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-138COU1C1ESBLI3 424 225
2019 HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 30 MVA SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA TP-138023010-030CO1E 1 602 676
2019 HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-138COU1C1ESBTR3 297 841
2019 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-023COU1MCISBTR1 131 429
2019 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-023COU1MCISBMD1 85 602
2019 HIDRANDINA Celda de Transformador 10 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-010COU1MCISBTR1 88 054
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-010COU1MCISBAL1 94 406
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-010COU1MCISBAL1 94 406
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-010COU1MCISBAL1 94 406
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-010COU1MCISBAL1 94 406
2019 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CE-023COU1MCISBAL1 85 959
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 120
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
2020 HIDRANDINA Celda de Línea 60 kV a SET Cajamarca SET MAT/AT/MT CAJAMARCA NORTE CE-060SIR3C1ESBLI2 271 228
2020 HIDRANDINA Celda de Línea 60 kV a SET Cajamarca Norte SET AT/MT CAJAMARCA CE-060SIU2C1ESBLI2 254 380
2020 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT PACASMAYO CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2020 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/MT TRUJILLO NOR OESTE CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2020 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET AT/MT CASAGRANDE 2 CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2020 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.2kV SET AT/MT CHARAT CE-010SIR2C1ESBAL1 43 006
2020 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE CE-023COU1MCISBMD1 50 942
2020 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE CE-023COU1MCISBTR1 78 214
2020 HIDRANDINA Celda de Medición13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE CE-010COU1MCISBMD1 37 951
2020 HIDRANDINA Celda de Transformador 13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE CE-010COU1MCISBTR1 52 401
2020 HIDRANDINA Transformador 138/23/10 kV de 30 MVA SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE TP-138023010-030CO1E 953 754
2020 HIDRANDINA Celda de Transformador 138 kV SET MAT/MT CHIMBOTE NORTE CE-138COU1C1ESBTR3 177 245
2020 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET MAT/MT CHIMBOTE SUR CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2020 HIDRANDINA Celda Alimentador 13.8 kV SET MAT/MT TRAPECIO CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2021 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/MT PORVENIR CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2021 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET MAT/MT N-MALABRIGO CE-010COU1MCISBAL1 56 181
2021 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT PAIJAN CE-010COU1MCISBAL1 54 850
ESTUDIO DEL PLAN DE INVERSIONES 2017 – 2021 DEL ÁREA DE DEMANDA 3 ESTUDIO PRELIMINAR VOLUMEN III DETERMINACIÓN DEL SER Página 121
Año Titular Elemento Instalación Estándar Inversión (US$)
2021 HIDRANDINA Celda Alimentador 10 kV SET AT/MT VIRU CE-010COU1MCISBAL1 54 850
2021 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET MAT/MT CHIMBOTE SUR CE-023COU1MCISBAL1 51 154
2021 HIDRANDINA Celda de Transformador 22.9 kV SET AT/MT CARHUAZ CE-023SIR3C1ESBTR1 51 987
2021 HIDRANDINA Celda de Medición 22.9 kV SET AT/MT CARHUAZ CE-023SIR3C1ESBMD1 8 165
2021 HIDRANDINA Celda Alimentador 22.9 kV SET AT/MT CARHUAZ CE-023SIR3C1ESBAL1 63 694
2020 HIDRANDINA Línea 60 kV Cajamarca Norte - Cajamarca,
24.51km LÍNEA LF-060SIR1TAD1C1240A 2 390 693
2017 HIDRANDINA Línea 60 kV La Ramada - Huamachuco Nueva,
18.8 km LÍNEA LF-060SIR1TAD1C1150A 1 643 548
2022 HIDRANDINA Línea 60 kV Cajamarca - San Marcos, 39.25km LÍNEA LF-060SIR1TAD1C1120A 3 298 985
2018 HIDRANDINA Línea 138 kV Trujillo Norte - Trujillo Nor Oeste,
6 km LÍNEA LT-138COU0AMS0C5240A 537 896
2017 HIDRANDINA Línea 138 kV Santiago de Cao - Malabrigo
Nueva, 41.1 km LÍNEA LT-138COR0PMD0C5240A 2 728 028
2019 HIDRANDINA LT 138 kV Chimbote Nueva – Derivación, 1 km LÍNEA LT-138COU0AMD0C5120A 120 331
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