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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



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



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


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.


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.


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.


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


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


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


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


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

_13

8

Hu

alla

nca

_13

.8

Hu

alla

nca

_66

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66

Car

az_1

3.8

Car

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6

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hu

az_1

3.8

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6

Hu

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_10

Hu

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Hu

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3.8

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6

Pie

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8

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66

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3.8

La P

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6

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0

Pal

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3

Pal

lasc

a_6

6

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an A

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_138

Kim

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_220

Sih

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8

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mab

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2.9

Po

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0

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60

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0

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20

Viz

carr

a_2

20

An

tam

ina_

220

Ten

sió

n (

p.u

)

Unidad de Negocio Huaraz

2014 2017 2026


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

ual

lan

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iman

Ayl

lu_1

38

L-1

13

2_S

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iman

Ayl

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L-6

67

8_H

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6

L-6

69

0_S

anta

Cru

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L-6

67

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L-6

68

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-Hu

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6

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12

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este

_13

8

Car

ga (

%)


2014 2017 2026

0

50

100

150

200

250

TP-6

01

2 H

UA

RA

Z

TP-6

01

0 C

AR

AZ

TP-6

01

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AR

HU

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TP-

60

14

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A

TP-A

04

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TP-6

02

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UA

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04

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RA

Z O

ESTE

Car

ga (

%)


2014 2017 2026


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%.


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


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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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


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


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



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

Cie

go_6

0

Tem

bla

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a_6

0

Tem

bla

der

a_1

3.2

Tem

bla

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ilet_

60

Ch

ilet_

10

Ch

ilet_

23

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Caj

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end

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22

.9

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60

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Mar

cos_

10

San

Mar

cos_

23

San

Mar

cos_

60

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0

Caj

abam

ba_

10

Caj

abam

ba_

23

Caj

abam

ba_

60

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yoco

cha_

10

Mo

yoco

cha_

22

.9

Mo

yoco

cha_

60

Caj

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ca N

ort

e_2

20

Caj

amar

ca N

ort

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0

Caj

amar

ca N

ort

e_6

0

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oro

na_

22

0

Ram

ada_

22

0

Ten

sió

n (

p.u

)

Unidad de Negocio Cajamarca

2014 2017 2026


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

allit

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0

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04

3_T

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04

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0

L-6

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0

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65

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iego

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oyo

coch

a-C

ajam

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%)


2014 2017 2026

0

50

100

150

200

250

300

TP-6

018

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TP-6

021

CAJA

BAM

BA

TP-6

020

SAN

MA

RCO

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 (%

)


2014 2017 2026


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%.


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.


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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.



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


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


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


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


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





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



de Transmisión de la Unidad de Negocio Chimbote.


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

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_10

Ch

imb

ote

No

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_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

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22

.9

Hu

arm

ey_

10

Hu

arm

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23

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66

Pu

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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

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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

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a_13

8

L-1

11

3_N

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asm

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8

L-1

11

4_N

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a-Sa

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38

L-1

11

6_C

him

bo

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_13

8

L-6

65

5_P

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ga-S

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38

L-6

67

1_H

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9O

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8

L_C

him

bo

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38

L-1

12

9_C

him

bo

te S

ur-

Trap

ecio

_138

Car

ga (

%)


2014 2017 2026


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.


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%.




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

2 C

HIM

BO

TE S

UR

Tr3

CH

IMB

SU

R

TP-A

00

8 SA

NTA

Tr3

SA

NTA

TP-A

00

3 N

EPEÑ

A

Tr3

NEP

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TP-A

00

4 C

ASM

A

Tr3

CA

SMA

TP-A

00

6 SA

N J

AC

INTO

TP-6

01

5 P

ALL

ASC

A

TP-6

00

9 H

UA

RM

EY

TP-A

00

7 TR

AP

ECIO

TP-A

04

8 TR

AP

ECIO

Car

ga (

%)


2014 2017 2026


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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



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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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


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) 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.



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.


4. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD



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 (

%)


2014 2017 2026


Figura 12: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio La Libertad

Diagnóstico


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%.




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 (

%)


2014 2017 2026


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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



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



de Transmisión de la Unidad de Negocio Trujillo.


Figura 13: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Trujillo

Figura 14: Tensiones en Barras – Unidad de Negocio Trujillo

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

Tru

jillo

_2

20

Tru

jillo

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38

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och

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38

Tru

jillo

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jillo

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jillo

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38

Tru

jillo

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0

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jillo

No

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2.9

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_1

38

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2.9

Po

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0

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38

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jillo

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0

Tru

jillo

Su

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0

Tru

jillo

Su

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0

Tru

jillo

Su

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0

Tru

jillo

Su

r 0

1_

33

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aca

del

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0

Hu

aca

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So

l_1

0

Hu

aca

del

So

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4

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So

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0

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10

Mo

che_

33

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0

Sala

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10

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u_

22

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34

.5

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hu

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2.9

Ten

sió

n (

p.u

)

Unidad de Negocio Trujillo

2014 2017 2026

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

Ch

ao_1

0

Ch

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2.9

Ch

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0

Mo

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13

8

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til_

33

Mo

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7.5

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33

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0

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iru

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.9

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13

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10

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bam

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22

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amb

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38

Llac

uab

amb

a_1

0

Llac

uab

amb

a_1

0

Llac

uab

amb

a_2

2.9

Ten

sió

n (

p.u

)


2014 2017 2026


Figura 15: Carga en Líneas de Transmisión – Unidad de Negocio Trujillo

Figura 16: Carga en Transformadores de Potencia – Unidad de Negocio Trujillo

0

50

100

150

200

250

L-1

11

5_M

oti

l-Tr

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38

L-1

11

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_13

8

L-1

11

8_T

rujil

lo-S

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38

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12

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13

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33

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01-

Der

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och

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33

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Sala

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36

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L-3

36

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36

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33

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36

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l-sh

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3

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69

6_T

rujil

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13

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rujil

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8

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60

L_H

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el S

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Tru

jillo

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0

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Su

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38

L_C

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ach

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_23

Car

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%)


2014 2017 2026

0

50

100

150

200

250

TP-A

02

6 TR

UJI

LLO

SU

R

TP-A

00

5 TR

UJI

LLO

SU

R

TP-A

05

0 TR

UJI

LLO

SU

R

TP-3

01

5 T

RU

JILL

O S

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01

TP-A

04

7 TR

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LLO

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TP-A

O5

1 P

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TP-A

02

9 M

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L

TP-3

00

5 S

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00

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OC

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01

0 O

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01

4 Q

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01

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6 V

IRU

TP-3

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A F

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3 O

TUZC

O

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02

8 C

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O

TP-A

04

4 TA

YAB

AM

BA

Tr3

HU

AC

A S

OL

Car

ga (

%)


2014 2017 2026


Diagnóstico


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.


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%.




Transmisión de la Unidad de Negocio Trujillo.


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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%


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


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%


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


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


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



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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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 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



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


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


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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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.


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


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.





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).


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.


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


TRUJILLO


LIBERTAD NOROESTE


HUARAZ


CHIMBOTE


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.


TRUJILLO

El área urbana al año 2014 comprende las SETs Trujillo Norte, Noroeste, Sur y

Porvenir.


LIBERTAD NOROESTE

El área urbana al año 2014 comprende solo a la SET Guadalupe 02.


HUARAZ

El área urbana al año 2014 comprende las SETS Huaraz y Huaraz Oeste.


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:


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)


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.


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 Total (MW):


SETs

Nuevas

CAJAMARCA

22.9/10 kV


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).


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.


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.


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


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 Total (MW):



LIBERTAD NOROESTE

Zona de


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 Total (MW):




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.



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


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 Total (MW):


SETs

Nuevas

Zona de


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 Total (MW):


SETs

Nuevas


HUARAZ


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.


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.


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


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 Total (MW):


SETs

Nuevas

Zona de


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 Total (MW):


SETs

Nuevas


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).


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.



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


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):


SETs

Existentes

SETs

Nuevas

CHIMBOTE

22.9/13.8 kV



Zona de


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):


SETs

Existentes

SETs

Nuevas

CHIMBOTE

22.9/13.8 kV




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.


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.


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.



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.



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.


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.



La posición de la Nueva SET Chimbote Nueva sería (en UTM Zona 18 S):

X (metros): 114164.3

Y (metros): 8988022.8


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




2DA ITERACIÓN

De la segunda iteración se puede observar que el centro de carga no coincide con la




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.



La posición de la Nueva SET Trujillo Centro sería (en UTM Zona 18 S):

X (metros): 55379.8

Y (metros): 9101124.0


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).


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.


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.


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.


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.


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.


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.


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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) 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


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


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


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


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%


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


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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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


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



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



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



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



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


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%


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




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



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


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


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



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



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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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


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) 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





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



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%


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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




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



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


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%


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


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%


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


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


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



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


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


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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



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



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


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


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%


ÁREA DE DEMANDA 3

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



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


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


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


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


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


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.


6. SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN - HUARMEY


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


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


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%


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.






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.


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.


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

az_6

6

Car

hu

az_1

3.8

Car

hu

az_6

6

Hu

araz

_10

Hu

araz

_13

.8

Hu

araz

_66

Hu

araz

Oes

te_1

3.8

Hu

araz

Oes

te_1

38

Hu

araz

Oes

te_6

6

Pie

rin

a_13

8

Tica

pam

pa_

66

Tica

pam

pa_

13

.8

Tica

pam

pa_

22

.9

La P

amp

a_1

3.8

La P

amp

a_6

6

Pal

lasc

a_1

0

Pal

lasc

a_2

3

Pal

lasc

a_6

6

Kim

an A

yllu

_138

Kim

an A

yllu

_220

Sih

uas

_13

8

Sih

uas

_22

.9

Sih

uas

_60

Po

mab

amb

a_2

2.9

Po

mab

amb

a_6

0

Hu

ari_

13

.8

Hu

ari_

22

.9

Hu

ari_

60

Co

no

coch

a_22

0

Hila

rio

n_2

20

Viz

carr

a_2

20

An

tam

ina_

220

Ten

sió

n (

p.u

)


2026-1 2026-2 2026


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%.





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

8_H

ual

lan

ca-S

anta

…

L-66

90_

San

ta C

ruz-

Car

az_6

6

L-66

79_

Car

hu

az-C

araz

_66

L-66

81_

Hu

araz

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end

in_6

6

L-66

82_

Hu

alla

nca

-La…

L-66

83_

La P

amp

a-…

L-66

84_

Car

az-H

uar

az_6

6

L-66

89_

Sih

uas

-…

L-6

69

3_P

om

abam

ba-

…

L-66

94_

Hu

araz

-Hu

araz

…

L-11

27_

Hu

alla

nca

-Hu

araz

…

Car

ga (

%)


2026-1 2026-2 2026


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.


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.


Huamachuco.



Cajabamba.

AÑO 2018


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


Cajamarca.

AÑO 2023


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.


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


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



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)


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



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


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


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


33 km


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).




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

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0

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0

Tem

bla

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60

Ch

ilet_

10

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23

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ca_

A_

60

Caj

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ca_

B_6

0

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end

in_

22

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60

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Mar

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10

San

Mar

cos_

23

San

Mar

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60

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0

Caj

abam

ba_

10

Caj

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ba_

23

Caj

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60

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10

Mo

yoco

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22

.9

Mo

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20

Caj

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0

Caj

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0

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22

0

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22

0

Ten

sió

n (

p.u

)


2026-1 2026-2 2026


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.





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

300

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0

L-60

47_

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oyo

coch

a-C

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rte_

60

Car

ga (

%)


2026-1 2026-2 2026


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.




Negocio Chimbote.


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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2026-1 2026-2 2026






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.


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.


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

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[2017]

Nueva LT 138 kV


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)


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


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


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).




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

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2026-1 2026-2 2026


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.





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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2026-1 2026-2 2026


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.


Chao.




Negocio Trujillo.


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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2026-1 2026-2 2026


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.

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2026-1 2026-2 2026


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


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


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


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.


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



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-6 1 279 140.39 15 139.06 29 176.63


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-5 126 603.70 873.56 1 683.57








CENTRO DE CONTROL - EMPRESA MEDIANA -

INCREMENTAL DE 1 SETS






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-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


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-3 1 543 832.28 15 014.09 12 647.09



SET MAT/MT CHIMBOTE NUEVA CHIM-N-6 82 459.05 801.93 675.51







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


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


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


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


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


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



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



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



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 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



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







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



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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