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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
CONTENIDO I. II. III. IV. V. VI. VII.
Descripción del Sistema de Transmisión Criterios Utilizados Demanda Diagnóstico Planificación Valorización y Evaluación Económica Plan de Inversiones
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
I. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN: SISTEMA ELÉCTRICO DE SEAL – AREQUIPA Concesionaría de Distribución de propiedad Estatal, sector Energía y Minas (MEM), integrante del FONAFE. Desarrolla actividades de distribución y generación en sistemas aislados, en el Departamento de Arequipa. Opera 17 Sistemas de Distribución integrados en 6 Sistemas de Transmisión (Arequipa, Orcopampa – Valle del Colca, Islay, S.E Repartición – La Cano, S.E Camaná – Chuquibamba – Majes, Bella Unión – Chala) y 5 Sistemas Aislados de Ocoña, Atico, Caraveli, Cotahuasi y Huanca.
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SEAL - SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN Ítem
Código
Sistema Eléctrico de Distribución
Sector Típico
Interconexión
Área de demanda
Sistema de Transmisión
1
SE0134
Arequipa
ST2
SEIN
9
AREQUIPA
2
SE0135
Mollendo-Matarani
ST2
SEIN
9
3
SE0249
Islay
ST3
SEIN
9
4
SE0138
Camaná
ST3
SEIN
9
5
SE0141
Chuquibamba
ST4
SEIN
9
6
SE0250
Majes-Siguas
ST4
SEIN
9
7
SE0252
Valle de Majes
ST4
SEIN
9
8
SE0146
Valle del Colca
ST4
SEIN
9
9
SE0152
Orcopampa
ST4
SEIN
9
10
SR0043
Ser Valle del Colca
SER
SEIN
9
11
SE0248
Bella Unión-Chala
ST4
SEIN
12
SE0251
Repartición-La Cano
ST4
13
SE0136
Atico
14
SE0142
15
Observaciones
ISLAY Adicionan grupos hidráulicos CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
Adicionan grupos hidráulicos
8
BELLA UNIÓN - CHALA
Área de demanda 8 (Electro Dunas, Coelvisac, REP)
SEIN
9
REPARTICION - LA CANO
ST3
SIA
9
ATICO (*)
Sistema Aislado Térmico
Huanca
ST5
SIA
9
HUANCA (*)
Sistema Aislado Hidráulico
SE0144
Ocoña
ST4
SIA
9
OCOÑA (*)
Sistema Aislado Térmico
16
SE0145
Caravelí
ST4
SIA
9
CARAVELÍ (*)
Sistema Aislado Hidráulico - Térmico
17
SE0147
Cotahuasi
ST5
SIA
9
COTAHUASI (*)
Sistema Aislado Hidráulico
(*) Actualmente estos sistemas de distribución no poseen sistemas de transmisión asociados.
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SEAL - SISTEMAS ELÉCTRICOS DE SEAL - AREQUIPA
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CLIENTES LIBRES Dempresa Edegel Egasa Egemsa Electroperú Enersur Kallpa
CSE _ _ SE0135 _ _ SE0134 _
SE _ _ Mollendo-Matarani _ _ Arequipa _
Sector _ _ ST2 _ _ ST2 _
Interconexion SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN
San Gabán Seal
SE0134 SE0134
Arequipa Arequipa
ST2 ST2
SEIN SEIN
SE0135 SE0136 SE0138 SE0141 SE0142 SE0144 SE0145 SE0146
Sudamericana de Fibras
Mollendo-Matarani Atico Camaná Chuquibamba Huanca Ocoña Caravelí Valle del Colca
ST2 ST3 ST3 ST4 ST5 ST4 ST4 ST4
SEIN SIA SEIN SEIN SIA SIA SIA SEIN
SE0147 SE0152
Cotahuasi Orcopampa
ST5 ST4
SIA SEIN
SE0248 SE0249
Bella Unión-Chala Islay
ST4 ST3
SEIN SEIN
SE0250 SE0251 SE0252 SR0043 _
Majes-Siguas Repartición-La Cano Valle de Majes Ser Valle del Colca _
ST4 ST4 ST4 SER _
SEIN SEIN SEIN SEIN SEIN
CClienteLibre CL0275 CL0046 CL0440 CL0353 CL0413 CL0416 CL0076 CL0239 CL0161
ClienteLibre MOLY-COP ADESUR (AREQUIPA) MINERA CERRO VERDE TECNOLOGICA DE ALIMENTOS (MOLLENDO) CONENHUA EGEMSA MINERA CERRO VERDE (MINA) MINERA BATEAS YURA 2 YURA MANUFACTURAS DEL SUR
CL0005 CL0145 CL0255 CL0455 CL0X10 CL0XX9 CL0429
CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA (AREQUIPA) ALICORP (AREQUIPA) CERVESUR (AREQUIPA) COORPORACIÓN JOSE R. LINDLEY 5 Consorcio Const Alto Cayma y Chilina Consorcio Const Alto Cayma y Chilina POLYSIUS DEL PERU
CL0XX2 CL0XXX
Centro Poblado de Arcata Municipalidad de Caylloma
CL0XX4
Grupo Buenaventura Conenhua
CL0358
TERMINAL INTERNACIONAL DEL SUR
CL0258
MINERA ARES 2 S&Z Consultores Asociados
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II. CRITERIOS GENERALES Marco de la Modificación de la Norma: “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión” (Res. OSINERGMIN N° 0050-2011OS/CD). Considera re-evaluación de proyectos de inversión realizados y no aprobados en anterior regulación, hasta el 2013. Considera las normas y reglamentos que rigen actividades de diseño, operación y servicio de los sistemas de transmisión de energía eléctrica en el Perú (CNE, NTCSE y otras aplicables). Se ha analizado el desarrollo del sistema para los próximos 20 años, con énfasis en los primeros 10 años de acuerdo a lo establecido por el OSINERGMIN en la Norma Tarifas. S&Z Consultores Asociados
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CRITERIOS DE PROYECCIÓN DE DEMANDA Período de proyección: 10 años (2013 a 2022) Proyección de ventas de energía sin incluir pérdidas de distribución en MT y BT. Proyección global de ventas de energía; luego se desagrega a nivel de Sistemas Eléctricos y de SET. Usuarios Menores: usuarios regulados y libres con demanda máxima menor a 2,5 MW Usuarios Mayores: usuarios libres con demanda máxima mayor a 2,5 MW Se proyecta demanda de usuarios menores empleado métodos estadísticos y econométricos, agregándosele luego demanda de clientes mayores (de SEAL y de otras empresas conectadas al sistema) y nuevas demandas sustentadas . Se empleo información de ventas anuales de energía por sistema eléctrico, período 1996–2010 para Usuarios Menores y período 1998–2010 para clientes libres Factores de Carga (FC), Contribución a la Punta (FCP) y Simultaneidad (FS), por cada nivel de tensión de cada SET, participación en hora de MD del sistema eléctrico (FPHMS) y de participación respecto a la demanda total de energía del Área de Demanda (FPMWHS) de Usuarios Menores, del año de referencia (2010). S&Z Consultores Asociados
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CRITERIOS DE PLANEAMIENTO Se toma como base topología y características del sistema al 01/09/2011. La ubicación de las SET MAT/AT y AT/MT existentes se consideran fijas. Tensiones normalizadas: MAT = 138 kV, AT = 60 kV y 33 kV, y MT = 22,9 y 10 kV. Selección de niveles de tensión de acuerdo a condiciones de operación y necesidades de cada sistema. Se considera la capacidad y vida útil de líneas de transmisión y subestaciones, identificándose las que se mantienen y las que deben ser repotenciadas o reemplazadas. Para optimizar el uso del equipamiento existente se considera rotación de transformadores y transferencia de carga entre SET. Los transformadores de potencia óptimos se determinan de acuerdo a características y tamaños normalizados en los módulos estándares establecidos por el OSINERGMIN en la resolución OSINERMIN N°075-2010-OC/CD (28/3/2010) Para dimensionar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) se empleo la energía distribuida, (ventas proyectadas mas pérdidas en MT y BT). S&Z Consultores Asociados
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CRITERIOS DE PLANEAMIENTO (CONTINUACIÓN) Capacidad de las instalaciones dimensionada de acuerdo la magnitud de la demanda a atender (adaptación a la demanda). Dimensionamiento de SET´s de acuerdo a Máxima Demanda por SET (no coincidente), con factor de utilización máximo de 1,00. Se ha tomado en cuenta las restricciones de espacios disponibles en las SET´s para la incorporación de nuevas celdas de líneas y de transformación, y modificaciones en la infraestructura. Para determinar el SER se ha simulado la operación en condiciones de normales y en contingencia mediante análisis de flujo de carga, para cada alternativa. Se emplea criterio de mínimo costo para la selección de alternativas, considerando costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas de potencia y energía. Para las líneas de transmisión nuevas, se ha analizado el trazo de ruta, para determinar la factibilidad y conveniencia de la misma. Se ha aplicado el criterio de redundancia N-1 en aquellos sistemas que atienden ciudades con una demanda máxima superior a los 30 MW. S&Z Consultores Asociados
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CRITERIOS DE FLUJO DE CARGA Se ha empleado el programa computacional Power Factory 14.0 de DigSILENT. Se considera máxima demanda coincidente con el sistema eléctrico, de la totalidad de las subestaciones del sistema en el que se ubican. Capacidad nominal de las líneas y transformadores de Base de Datos de SEAL. Factor de potencia 0,95. Condiciones de operación normal: Variaciones máximas de tensión en barras de AT: +- 5% Líneas y transformadores operando al 100% de su capacidad, como máximo. Condiciones de operación en contingencia: Variaciones máximas de tensión en barras de AT: +- 10% Líneas de transmisión pueden operar con sobrecarga máxima de 20%. Transformadores pueden operar al 120% de su capacidad nominal (MVA) por 4 horas, como máximo. Contingencias: salida de una terna de la L.T. 138 kV Socabaya – Parque Industrial, salida de una terna de la L.T.138 kV Santuario– Chilina, salida de una terna de la L.T.33 kV Socabaya – Jesus, salida de una terna de la L.T.33 kV Chilina – Jesús. S&Z Consultores Asociados
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CRITERIOS DE EVALUACIÓN ECONÓMICA Y VALORIZACIÓN Costos de inversión de módulos estándares del OSINERGMIN (Res. 075-2010OS/CD del 28/03/2010). No se considero depreciación de las instalaciones. Costo de Operación y Mantenimiento en base a porcentajes publicados según Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS Costos de las obras comunes y servicios auxiliares de subestaciones nuevas se han prorrateado entre sus elementos en proporción a sus costos de inversión. Costos de inversión de celdas de línea se han incluido como elementos de las subestaciones. Costo de inversión incremental del centro de control y telecomunicaciones por la puesta en operación de nuevas Subestaciones se ha prorrateado entre los elementos de las subestaciones. No se ha considerado costos de cambios por reposición de instalaciones existentes por otras de características similares. La valorización del SER han sido calculados desde el 2011 hasta el 2022 .
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 VENTAS HISTÓRICAS DE SEAL Año
Mercado Regulado
Mercado Libre
A Nivel Empresa
Total
AT
MT
BT
TOTAL
MAT
AT
MT
TOTAL
MAT
AT
MT
BT
MT + BT
1996
0.00
66495.74
233978.79
300474.53
0.00
9328.56
16425.49
25754.05
0.00
9328.56
82921.23
233978.79
316900.02
326228.58
1997
0.00
73861.12
235803.72
309664.84
0.00
9328.56
17506.20
26834.76
0.00
9328.56
91367.32
235803.72
327171.04
336499.60
1998
0.00
88877.56
243804.16
332681.72
0.00
9328.56
17381.65
26710.21
0.00
9328.56
106259.21
243804.16
350063.37
359391.92
1999
0.00
94120.40
246133.00
340253.40
0.00
32561.12
18273.26
50834.38
0.00
32561.12
112393.66
246133.00
358526.66
391087.78
2000
0.00
100369.20
250155.20
350524.40
0.00
51063.46
16182.72
67246.18
0.00
51063.46
116551.92
250155.20
366707.11
417770.57
2001
0.00
104302.09
259671.57
363973.66
0.00
48955.75
16303.79
65259.54
0.00
48955.75
120605.88
259671.57
380277.45
429233.20
2002
0.00
120976.23
284272.28
405248.51
0.00
40113.97
9843.35
49957.31
0.00
40113.97
130819.57
284272.28
415091.85
455205.82
2003
0.00
129865.92
294000.72
423866.64
0.00
16844.70
9098.32
25943.03
0.00
16844.70
138964.24
294000.72
432964.96
449809.67
2004
0.00
144815.53
317852.36
462667.88
0.00
9328.56
17503.57
26832.13
0.00
9328.56
162319.10
317852.36
480171.46
489500.01
2005
0.00
149674.68
336058.95
485733.63
0.00
14676.22
18471.92
33148.14
0.00
14676.22
168146.60
336058.95
504205.55
518881.77
2006
0.00
159682.27
366301.42
525983.68
0.00
16555.34
27937.19
44492.53
0.00
16555.34
187619.45
366301.42
553920.87
570476.21
2007
0.00
174802.92
392580.19
567383.11
0.00
19706.48
31558.54
51265.02
0.00
19706.48
206361.47
392580.19
598941.65
618648.13
2008
0.00
200796.97
416984.84
617781.81
0.00
19883.85
21703.12
41586.97
0.00
19883.85
222500.09
416984.84
639484.93
659368.78
2009
0.00
206137.05
448069.62
654206.68
0.00
20834.79
15768.83
36603.62
0.00
20834.79
221905.89
448069.62
669975.51
690810.29
2010
0.00
227520.28
483356.20
710876.49
477.51
27842.68
17156.78
45476.97
477.51
27842.68
244677.06
483356.20
728033.27
756353.45
Fuente: (1) Ventas Historicas Energía 96-2010_SEAL (2) Base de Datos de Clientes Libres (SICLI)
Notas: (1) Las Ventas de Energía en los años 2008, 2009 y 2010, se obtuvieron del SICLI (2) En los años 2005, 2006, 2007 se asume constante el consumo de la Coorporación Aceros Arequipa del año 2008 (3) Años anteriores al 2003, se asume un valor que deje limpio las ventas totales de los usuarios en AT (Atípicos)
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 Producto Bruto Interno Regional a precios constantes de 1994.
Producto Bruto Interno Regional a precios constantes de 1994.
AÑO 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (*)
AT 0 0 2 2 1 1 1 0 0 0 0 0 0 1 1 0 3
POR NIVEL DE TENSIÓN MT BT 0 0 0 0 116 174 919 135 189 305 168 192 489 185 202 656 199 206 765 208 211 413 223 220 711 245 228 043 266 236 942 293 242 649 337 251 348 391 264 423 441 281 439 465 294 615 518 310 689
TOTAL 0 0 175 037 189 442 192 658 202 842 206 965 211 621 220 934 228 288 237 208 242 942 251 685 264 815 281 881 295 080 311 210
PRECIO MEDIO (Ctm S/./kW.h)
20.02 22.47 23.05 25.76 26.43 29.70 28.21 29.26 29.36 31.51 31.39 28.59 28.88 32.21 30.25
(*) Valores comparados con el SICOM 2010.
Fuente: Anuarios Estadísticos del OSINERGMIN
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PROYECCIÓN GLOBAL DE VENTAS DE ENERGÍA: Variación histórica y evolución proyectada de las ventas totales de energía de SEAL S.A. (usuarios menores) RESUMEN DE LA COMPARACIÓN DE MÉTODOS Y AJUSTE FINAL TASA DE CRECIMIENTO (%) - A NIVEL BT + MT MÉTODO ECONOMÉTRICO AÑO
VENTAS (PBI)
ln(VENTAS) (lnPBI)
VENTAS (PBI+POB)
ln(VENTAS) (lnPOB+lnPBI)
VENTAS (PBI + CLI)
MÉTODO TENDENCIAS
ln(VENTAS) (lnPBI + lnCLI)
VENTAS (PBI + PRE)
ln(VENTAS) VENTAS (lnPOB+lnPBI+l (PBI+CLI+POB) nCLI)
Lineal
Logarítmico
Exponencial
VENTAS AJUSTE FINAL Potencial
Polinómica
VENTAS BT + MT (MWh)
TASA DE CREC. (%)
1994 1995 1996
316,900.0
1997
327,171.0
3.24%
1998
350,063.4
7.00%
1999
358,526.7
2.42%
2000
366,707.1
2.28%
2001
380,277.4
3.70%
2002
415,091.9
2003
432,965.0
4.31%
2004
480,171.5
10.90%
2005
504,205.5
5.01%
2006
553,920.9
9.86%
2007
598,941.7
8.13%
2008
639,484.9
6.77%
2009
669,975.5
4.77%
2010
728,033.3
8.67%
9.16%
2011
7.35%
7.85%
6.62%
7.06%
6.70%
7.42%
6.81%
6.61%
7.00%
4.31%
1.58%
6.31%
2.06%
7.46%
777,738.25
6.83%
2012
6.17%
6.61%
5.72%
6.30%
6.06%
6.83%
5.75%
5.78%
6.12%
4.14%
1.46%
6.31%
1.93%
7.37%
826,349.62
6.25%
2013
6.69%
7.20%
6.09%
6.68%
6.28%
7.12%
6.26%
6.11%
6.56%
3.97%
1.36%
6.31%
1.82%
7.26%
879,893.17
6.48%
2014
6.65%
7.18%
6.04%
6.66%
6.21%
7.10%
6.24%
6.06%
6.54%
3.82%
1.26%
6.31%
1.72%
7.14%
936,500.88
2015
6.29%
6.81%
5.74%
6.40%
5.98%
6.92%
5.93%
5.77%
6.24%
3.68%
1.19%
6.31%
1.63%
7.01%
994,826.36
6.23%
2016
6.25%
6.79%
5.69%
6.38%
5.92%
6.90%
5.91%
5.72%
6.22%
3.55%
1.11%
6.31%
1.55%
6.87%
1,056,324.39
6.18%
2017
6.22%
6.78%
5.66%
6.37%
5.86%
6.88%
5.90%
5.68%
6.21%
3.43%
1.05%
6.31%
1.48%
6.73%
1,121,167.92
6.14%
2018
6.19%
6.76%
5.62%
6.34%
5.81%
6.86%
5.89%
5.64%
6.18%
3.31%
0.99%
6.31%
1.41%
6.59%
1,189,482.91
6.09%
2019
6.16%
6.75%
5.58%
6.30%
5.75%
6.84%
5.88%
5.59%
6.14%
3.21%
0.94%
6.31%
1.35%
6.45%
1,261,399.29
6.05%
2020
6.14%
6.73%
5.54%
6.25%
5.70%
6.82%
5.87%
5.55%
6.09%
3.11%
0.89%
6.31%
1.30%
6.31%
1,337,051.84
6.00%
2021
6.11%
6.72%
5.51%
6.21%
5.65%
6.79%
5.86%
5.51%
6.04%
3.01%
0.85%
6.31%
1.24%
6.17%
1,416,628.10
5.95%
2022
6.09%
6.71%
5.48%
6.17%
5.60%
6.77%
5.85%
5.48%
6.00%
2.93%
0.81%
6.31%
1.20%
6.03%
1,500,342.86
5.91%
2023
6.07%
6.70%
5.46%
6.14%
5.56%
6.74%
5.85%
5.45%
5.96%
2.84%
0.78%
6.31%
1.15%
5.90%
1,588,376.16
5.87%
2024
6.05%
6.69%
5.43%
6.09%
5.51%
6.71%
5.84%
5.42%
5.92%
2.76%
0.74%
6.31%
1.11%
5.77%
1,680,917.89
5.83%
2025
6.03%
6.68%
5.41%
6.04%
5.47%
6.69%
5.83%
5.40%
5.86%
2.69%
0.71%
6.31%
1.07%
5.64%
1,778,165.04
5.79%
2026
6.01%
6.67%
5.46%
6.24%
5.44%
6.66%
5.82%
5.42%
6.12%
2.62%
0.69%
6.31%
1.04%
5.52%
1,881,234.95
5.80%
2027
5.99%
6.66%
5.45%
6.23%
5.40%
6.63%
5.82%
5.41%
6.12%
2.55%
0.66%
6.31%
1.01%
5.39%
1,989,715.90
5.77%
2028
5.98%
6.65%
5.44%
6.22%
5.36%
6.60%
5.81%
5.39%
6.12%
2.49%
0.63%
6.31%
0.97%
5.28%
2,103,882.44
5.74%
2029
5.96%
6.65%
5.43%
6.22%
5.33%
6.58%
5.81%
5.38%
6.13%
2.43%
0.61%
6.31%
0.95%
5.16%
2,224,023.68
5.71%
2030
5.95%
6.64%
5.42%
6.22%
5.30%
6.55%
5.80%
5.37%
6.13%
2.37%
0.59%
6.31%
0.92%
5.05%
2,350,443.91
5.68%
2031
5.93%
6.63%
5.42%
6.21%
5.27%
6.52%
5.80%
5.36%
6.13%
2.32%
0.57%
6.31%
0.89%
4.95%
2,483,463.40
5.66%
2032
5.92%
6.63%
5.42%
6.21%
5.25%
6.50%
5.79%
5.35%
6.14%
2.26%
0.55%
6.31%
0.87%
4.84%
2,623,419.19
5.64%
Promedio (2010-2032)
6.19%
6.79%
5.62%
6.32%
5.70%
6.79%
5.92%
5.61%
6.18%
3.08%
0.91%
6.31%
1.30%
6.13%
RECHAZADO
RECHAZADO
ACEPTADO
ACEPTADO
ACEPTADO
RECHAZADO
ACEPTADO
RECHAZADO
RECHAZADO
RECHAZADO
RECHAZADO
ACEPTADO
RECHAZADO
6.43%
6.00%
ACEPTADO
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN GLOBAL DE VENTAS DE ENERGÍA: Demandas adicionales previstas para el periodo 2011-2020 Resumen de Cargas Adicionales SEAL Sistema Eléctrico Arequipa Arequipa
Aumento de carga Aumento de carga
Nivel de Tensión 33 10
Parque Industrial Parque Industrial
FACTOR DE Carga 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 CARGA Actual 0.47 16270.3 16270.3 20509.8 30764.6 30764.6 30764.6 30764.6 30764.6 30764.6 30764.6 30764.6 0.35 9198.0 9198.0 9198.0 9198.0 9198.0 9198.0 9198.0 9198.0 9198.0
Corporación Aceros Arequipa Grupo Gloria
Arequipa Arequipa
Corporación Lindley Molycop-Adesur S.A.
Aumento de carga Aumento de carga
10 33
Parque Industrial Parque Industrial
0.35 9280.8 9280.8 9280.8 9280.8 9280.8 9280.8 9280.8 9280.8 9280.8 0.47 16359.4 26584.1 34763.8 34763.8 34763.8 34763.8 34763.8 34763.8 34763.8 34763.8 34763.8
Atico Caravelí
TASA - Atico Minera Caravelí
Nueva carga Nueva carga
10 10
Atico Caravelí
0.49 0.75
17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 16425.0 16425.0 16425.0 16425.0 16425.0 16425.0 16425.0 16425.0 16425.0
Arequipa Arequipa
Quimera Center Tres Palmeras
Nueva carga Nueva carga
10 10
Challapampa Challapampa
0.49 0.50
27471.4 27471.4 27471.4 27471.4 27471.4 27471.4 27471.4 27471.4 27471.4 6132.0 13140.0 13140.0 13140.0 13140.0 13140.0 13140.0 13140.0 13140.0 13140.0
Ocoña Ocoña
Pesquera Natalia-Pescadores CFG La Planchada
Nueva carga Nueva carga
10 10
Ocoña Ocoña
0.45 0.49
9855.0 9855.0 10840.5 10840.5 10840.5 10840.5 10840.5 10840.5 10840.5 10840.5 12877.2 12877.2 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6 17169.6
Arequipa
Parque Lambramani
Nueva carga
10
Paucarpata
0.50
Arequipa Arequipa
Mall Aventura Plaza Real Plaza
Nueva carga Nueva carga
10 10
Porongoche Real Plaza
0.50 14235.0 14235.0 14235.0 35040.0 35040.0 35040.0 35040.0 35040.0 35040.0 35040.0 35040.0 0.60 0.0 7884.0 13140.0 21024.0 21024.0 21024.0 21024.0 21024.0 21024.0 21024.0 21024.0
Arequipa
Minera David 2007
Nueva carga
10
Socabaya
0.75
Nombre del solicitante
Tipo de Solicitud
SET
8760.0
0.0
8760.0 19710.0 19710.0 19710.0 19710.0 19710.0 19710.0 19710.0 19710.0 19710.0
0.0
0.0 32850.0 32850.0 32850.0 32850.0 32850.0 32850.0 32850.0 32850.0
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN GLOBAL DE VENTAS DE ENERGÍA: Variación histórica y evolución proyectada de las ventas totales de energía de SEAL S.A.
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE ENERGÍA POR SISTEMA DE TRANSMISIÓN: Proyección final de ventas por Sistema de Transmisión ajustada con proy. de ventas globales SISTEMA ELÉCTRICO
DESCRIPCIÓN BT
Repartición - La Cano
MT
SUBTOTAL
MWh
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
7 366.1
8 208.7
9 105.8
10 057.1
11 062.3
12 121.0
13 232.4
14 395.8
15 610.3
16 874.8
18 188.1
19 549.2
20 956.7
22 409.3
23 905.6
25 444.0
27 023.1
28 641.2
30 296.9
31 988.4
33 714.2
35 472.4
37 261.4
11.44%
10.93%
10.45%
10.00%
9.57%
9.17%
8.79%
8.44%
8.10%
7.78%
7.48%
7.20%
6.93%
6.68%
6.44%
6.21%
5.99%
5.78%
5.58%
5.39%
5.22%
5.04%
10 185.8
10 908.9
11 731.6
12 582.5
13 407.5
14 264.9
15 161.1
16 100.6
17 087.2
18 124.9
19 219.3
20 376.9
21 602.5
22 900.9
24 277.3
25 774.5
27 371.9
29 076.7
30 897.0
32 840.8
34 916.8
37 134.0
9.21%
7.10%
7.54%
7.25%
6.56%
6.39%
6.28%
6.20%
6.13%
6.07%
6.04%
6.02%
6.01%
6.01%
6.01%
6.17%
6.20%
6.23%
6.26%
6.29%
6.32%
6.35%
18 394.5
20 014.7
21 788.7
23 644.8
25 528.5
27 497.3
29 556.9
31 710.8
33 962.0
36 313.1
38 768.5
41 333.7
44 011.8
46 806.5
49 721.2
52 797.6
56 013.1
59 373.6
62 885.4
66 555.0
70 389.2
74 395.4
10.20%
8.81%
8.86%
8.52%
7.97%
7.71%
7.49%
7.29%
7.10%
6.92%
6.76%
6.62%
6.48%
6.35%
6.23%
6.19%
6.09%
6.00%
5.91%
5.84%
5.76%
5.69%
5 791.0
6 296.0
6 813.0
7 341.2
7 879.9
8 428.1
8 984.9
9 549.6
10 121.2
10 699.0
11 282.1
11 869.7
12 461.1
13 055.4
13 652.0
14 250.2
14 849.3
15 448.6
16 047.5
16 645.4
17 241.7
17 835.8
9.29%
8.72%
8.21%
7.75%
7.34%
6.96%
6.61%
6.28%
5.99%
5.71%
5.45%
5.21%
4.98%
4.77%
4.57%
4.38%
4.20%
4.04%
3.88%
3.73%
3.58%
3.45%
T.C. (%) MWh
9 326.6
T.C. (%) MWh
16 692.7
T.C. (%) BT
MT
Orcopampa - Valle del Colca MAT
MWh
5 298.8
T.C. (%) MWh
1 212.0
T.C. (%) MWh
477.5
T.C. (%) SUBTOTAL
BT
Ocoña
MT
MWh
6 988.3
T.C. (%) MWh
691.3
T.C. (%) MWh
0.0
T.C. (%) SUBTOTAL
BT
MWh
691.3
T.C. (%) MWh
21 894.5
T.C. (%) MT
MWh
11 586.4
T.C. (%)
Islay AT
SUBTOTAL
MWh
414.3
T.C. (%) MWh
33 480.9
T.C. (%) BT
Huanca
MT
SUBTOTAL
MWh
141.8
T.C. (%) MWh
0.0
T.C. (%) MWh
141.8
T.C. (%) BT
Cotahuasi
MT
SUBTOTAL
MWh
1 500.5
T.C. (%) MWh
60.7
T.C. (%) MWh T.C. (%)
1 561.2
1 572.3
1 925.0
2 305.8
2 703.6
3 106.0
3 524.8
3 962.2
4 420.1
4 900.2
5 404.5
5 935.6
6 496.4
7 089.5
7 717.4
8 382.9
9 102.2
9 869.7
10 689.4
11 565.5
12 502.3
13 504.7
14 577.4
29.73%
22.43%
19.78%
17.25%
14.88%
13.48%
12.41%
11.55%
10.86%
10.29%
9.83%
9.45%
9.13%
8.86%
8.62%
8.58%
8.43%
8.31%
8.20%
8.10%
8.02%
7.94%
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
477.5
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
7 840.8
8 698.5
9 596.3
10 522.4
11 463.4
12 430.4
13 424.7
14 447.2
15 499.0
16 581.1
17 695.2
18 843.6
20 028.0
21 250.3
22 512.4
23 830.0
25 196.5
26 615.5
28 090.5
29 625.2
31 223.9
32 890.7
12.20%
10.94%
10.32%
9.65%
8.94%
8.44%
8.00%
7.62%
7.28%
6.98%
6.72%
6.49%
6.29%
6.10%
5.94%
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2 183.4
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2 183.4
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2.98%
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3.57%
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4.58%
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414.3
414.3
414.3
414.3
414.3
414.3
414.3
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51 858.8
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3.42%
3.40%
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3.29%
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3.21%
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3.16%
3.18%
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3.16%
3.16%
3.16%
3.16%
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163.7
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178.7
186.2
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201.4
209.0
216.6
224.1
231.6
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267.5
274.2
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287.2
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5.08%
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4.73%
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4.40%
4.24%
4.08%
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231.6
239.0
246.3
253.5
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267.5
274.2
280.8
287.2
293.4
299.3
5.08%
4.90%
4.73%
4.56%
4.40%
4.24%
4.08%
3.92%
3.77%
3.62%
3.47%
3.33%
3.19%
3.06%
2.92%
2.79%
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2.53%
2.40%
2.28%
2.15%
2.02%
1 639.1
1 782.9
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2 243.1
2 405.3
2 571.4
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3 091.1
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4 012.3
4 202.6
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4 587.2
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8.77%
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5.57%
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3.78%
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149.9
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684.9
749.7
819.1
893.4
972.9
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1 149.6
1 247.7
47.08%
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26.66%
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18.74%
16.58%
14.97%
13.72%
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11.92%
11.27%
10.73%
10.29%
9.91%
9.59%
9.47%
9.25%
9.07%
8.91%
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8.53%
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9.48%
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5.13%
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4.87%
4.75%
4.65%
TASA CREC.PROM.(%)
7.66%
6.48%
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5.69%
12.10%
0.00%
7.31%
9.06%
0.00%
9.06%
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3.34%
0.00%
3.32%
3.46%
0.00%
3.46%
5.98%
15.07%
6.80%
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE ENERGÍA POR SISTEMA DE TRANSMISIÓN: Proyección final de ventas por Sistema de Transmisión ajustada con proy. de ventas globales SISTEMA ELÉCTRICO Repartición - La Cano
DESCRIPCIÓN BT
BT
MWh
2010 7 366.1
T.C. (%) MWh
869.5
T.C. (%)
Caravelí
MT
MWh
12.5
T.C. (%) SUBTOTAL
MWh
882.1
T.C. (%) BT
MWh
37 510.6
T.C. (%) MT
MWh
19 004.5
T.C. (%)
Cámana - Chuquibamba - Majes AT
MWh
0.0
T.C. (%) SUBTOTAL
MWh
56 515.1
T.C. (%) BT
MWh
5 368.6
T.C. (%)
Bella Unión - Chala
MT
MWh
19 360.0
T.C. (%) SUBTOTAL
MWh
24 728.6
T.C. (%) BT
MWh
1 172.3
T.C. (%)
Atico
MT
MWh
67.2
T.C. (%) SUBTOTAL
MWh
1 239.5
T.C. (%) BT
MWh
401 542.3
T.C. (%) MT
MWh
184 047.1
T.C. (%)
Arequipa AT
MWh
11 158.1
T.C. (%) SUBTOTAL
MWh T.C. (%)
585 589.4
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
12 121.0
13 232.4
14 395.8
15 610.3
16 874.8
18 188.1
19 549.2
20 956.7
22 409.3
23 905.6
25 444.0
27 023.1
28 641.2
30 296.9
31 988.4
33 714.2
35 472.4
37 261.4
8 208.7
9 105.8
10 057.1
11 062.3
11.44%
10.93%
10.45%
10.00%
9.57%
9.17%
8.79%
8.44%
8.10%
7.78%
7.48%
7.20%
6.93%
6.68%
6.44%
6.21%
5.99%
5.78%
5.58%
5.39%
5.22%
5.04%
928.9
991.8
1 058.3
1 128.4
1 202.2
1 279.7
1 360.9
1 446.0
1 534.9
1 627.8
1 724.7
1 825.7
1 930.9
2 040.3
2 154.0
2 272.1
2 394.7
2 521.8
2 653.6
2 790.1
2 931.4
3 077.6
6.83%
6.77%
6.70%
6.62%
6.54%
6.44%
6.35%
6.25%
6.15%
6.05%
5.95%
5.86%
5.76%
5.67%
5.57%
5.48%
5.39%
5.31%
5.23%
5.14%
5.07%
4.99%
13.6
14.5
15.6
16.8
17.9
19.2
20.5
21.9
23.5
25.1
26.9
28.8
30.9
33.2
35.6
38.3
41.2
44.3
47.8
51.5
55.5
59.9
8.42%
6.72%
7.47%
7.44%
6.94%
6.95%
6.97%
7.00%
7.03%
7.06%
7.10%
7.16%
7.21%
7.26%
7.31%
7.52%
7.59%
7.66%
7.73%
7.80%
7.87%
7.93%
942.5
1 006.3
1 073.9
1 145.2
1 220.1
1 298.8
1 381.4
1 467.9
1 558.4
1 653.0
1 751.7
1 854.6
1 961.8
2 073.5
2 189.6
2 310.4
2 435.8
2 566.1
2 701.3
2 841.6
2 986.9
3 137.6
6.85%
6.77%
6.72%
6.64%
6.54%
6.45%
6.36%
6.26%
6.16%
6.07%
5.97%
5.88%
5.78%
5.69%
5.60%
5.52%
5.43%
5.35%
5.27%
5.19%
5.12%
5.04%
41 602.0
46 065.8
50 918.9
56 179.1
61 865.2
67 996.9
74 594.7
81 680.2
89 276.1
97 405.9
106 094.1
115 366.5
125 249.8
135 771.8
146 961.5
158 849.0
171 465.8
184 844.3
199 018.4
214 023.2
229 895.3
246 672.5
10.91%
10.73%
10.54%
10.33%
10.12%
9.91%
9.70%
9.50%
9.30%
9.11%
8.92%
8.74%
8.57%
8.40%
8.24%
8.09%
7.94%
7.80%
7.67%
7.54%
7.42%
7.30%
20 883.5
22 592.9
24 631.1
26 868.3
29 204.5
31 779.9
34 629.2
37 785.4
41 283.6
45 162.3
49 468.7
54 257.1
59 583.1
65 508.3
72 101.3
79 555.3
87 885.2
97 197.4
107 610.9
119 259.3
132 292.0
146 876.3
9.89%
8.19%
9.02%
9.08%
8.69%
8.82%
8.97%
9.11%
9.26%
9.40%
9.54%
9.68%
9.82%
9.94%
10.06%
10.34%
10.47%
10.60%
10.71%
10.82%
10.93%
11.02%
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0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
62 485.5
68 658.6
75 549.9
83 047.4
91 069.7
99 776.7
109 223.9
119 465.6
130 559.7
142 568.2
155 562.8
169 623.6
184 832.9
201 280.1
219 062.8
238 404.4
259 351.0
282 041.6
306 629.3
333 282.5
362 187.3
393 548.8
10.56%
9.88%
10.04%
9.92%
9.66%
9.56%
9.47%
9.38%
9.29%
9.20%
9.11%
9.04%
8.97%
8.90%
8.83%
8.83%
8.79%
8.75%
8.72%
8.69%
8.67%
8.66%
6 181.7
7 069.0
8 031.1
9 068.3
10 180.7
11 368.3
12 630.6
13 967.1
15 377.2
16 859.8
18 413.9
20 038.3
21 731.5
23 492.1
25 318.5
27 208.9
29 161.4
31 174.3
33 245.5
35 372.9
37 554.4
39 787.8
15.15%
14.35%
13.61%
12.91%
12.27%
11.66%
11.10%
10.58%
10.10%
9.64%
9.22%
8.82%
8.45%
8.10%
7.77%
7.47%
7.18%
6.90%
6.64%
6.40%
6.17%
5.95%
22 316.9
25 023.6
27 994.4
31 073.2
34 123.1
37 285.2
40 579.6
44 020.7
47 623.1
51 400.8
55 373.6
59 564.1
63 990.3
68 670.8
73 624.5
78 987.4
84 702.1
90 796.7
97 300.5
104 244.2
111 660.1
119 582.2
15.27%
12.13%
11.87%
11.00%
9.82%
9.27%
8.84%
8.48%
8.18%
7.93%
7.73%
7.57%
7.43%
7.31%
7.21%
7.28%
7.24%
7.20%
7.16%
7.14%
7.11%
7.09%
28 498.6
32 092.7
36 025.5
40 141.5
44 303.8
48 653.5
53 210.2
57 987.9
63 000.3
68 260.7
73 787.6
79 602.4
85 721.8
92 162.9
98 943.0
106 196.3
113 863.6
121 971.1
130 546.0
139 617.1
149 214.5
159 370.0
15.25%
12.61%
12.25%
11.43%
10.37%
9.82%
9.37%
8.98%
8.64%
8.35%
8.10%
7.88%
7.69%
7.51%
7.36%
7.33%
7.22%
7.12%
7.03%
6.95%
6.87%
6.81%
1 358.1
1 562.4
1 785.4
2 027.2
2 287.8
2 567.4
2 865.8
3 182.9
3 518.6
3 872.7
4 244.9
4 635.0
5 042.6
5 467.4
5 909.0
6 367.0
6 841.0
7 330.4
7 834.9
8 353.9
8 886.8
9 433.2
15.85%
15.04%
14.27%
13.54%
12.86%
12.22%
11.62%
11.07%
10.55%
10.06%
9.61%
9.19%
8.79%
8.42%
8.08%
7.75%
7.44%
7.15%
6.88%
6.62%
6.38%
6.15%
80.5
93.1
106.7
121.0
135.2
150.0
165.4
181.4
198.3
215.9
234.5
254.1
274.7
296.6
319.7
344.7
371.3
399.8
430.1
462.5
497.0
534.0
19.79%
15.61%
14.70%
13.33%
11.76%
10.92%
10.26%
9.72%
9.28%
8.90%
8.60%
8.35%
8.14%
7.95%
7.80%
7.82%
7.73%
7.65%
7.58%
7.53%
7.48%
7.44%
1 438.6
1 655.5
1 892.1
2 148.1
2 423.0
2 717.3
3 031.1
3 364.3
3 716.8
4 088.6
4 479.4
4 889.0
5 317.3
5 764.0
6 228.7
6 711.7
7 212.3
7 730.2
8 265.0
8 816.3
9 383.9
9 967.2
16.06%
15.07%
14.30%
13.53%
12.80%
12.15%
11.55%
10.99%
10.48%
10.00%
9.56%
9.15%
8.76%
8.40%
8.06%
7.75%
7.46%
7.18%
6.92%
6.67%
6.44%
6.22%
425 788.6
451 453.6
478 562.0
507 142.7
537 228.8
568 857.8
602 071.2
636 914.2
673 435.9
711 689.1
751 729.8
793 617.7
837 415.8
883 190.2
931 010.5
980 949.3
1 033 082.7
1 087 489.6
1 144 252.6
1 203 457.3
1 265 192.6
1 329 551.1
6.04%
6.03%
6.00%
5.97%
5.93%
5.89%
5.84%
5.79%
5.73%
5.68%
5.63%
5.57%
5.52%
5.47%
5.41%
5.36%
5.31%
5.27%
5.22%
5.17%
5.13%
5.09%
195 346.4
204 297.0
215 323.9
226 970.1
238 199.4
250 002.5
262 427.2
275 482.3
289 173.8
303 505.9
318 512.5
334 238.5
350 696.9
367 898.7
385 850.8
405 153.9
425 381.4
446 551.8
468 678.9
491 770.2
515 826.2
540 838.9
6.14%
4.58%
5.40%
5.41%
4.95%
4.96%
4.97%
4.97%
4.97%
4.96%
4.94%
4.94%
4.92%
4.91%
4.88%
5.00%
4.99%
4.98%
4.96%
4.93%
4.89%
4.85%
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
11 158.1
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
621 134.9
655 750.6
693 885.9
734 112.8
775 428.2
818 860.3
864 498.4
912 396.4
962 609.8
1 015 195.0
1 070 242.3
1 127 856.3
1 188 112.7
1 251 088.9
1 316 861.3
1 386 103.3
1 458 464.1
1 534 041.4
1 612 931.5
1 695 227.5
1 781 018.8
1 870 389.9
6.07%
5.57%
5.82%
5.80%
5.63%
5.60%
5.57%
5.54%
5.50%
5.46%
5.42%
5.38%
5.34%
5.30%
5.26%
5.26%
5.22%
5.18%
5.14%
5.10%
5.06%
5.02%
TASA CREC.PROM.(%)
7.66% 5.92%
7.37%
5.94%
8.94%
9.74%
0.00%
9.22%
9.57%
8.65%
8.86%
9.98%
9.92%
9.98%
5.59%
5.02%
0.00%
5.42%
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE ENERGÍA DISTRIBUIDA: Pérdidas estándar de energía vigentes Sector Típico: Media Tensión Baja Tensión Técnicas SEDs MT/BT Redes BT Acometidas Medidores No Técnicas
1 1.24% 8.95% 6.10% 2.40% 2.80% 0.10% 0.80% 2.85%
2 1.20% 9.34% 6.49% 2.40% 3.10% 0.13% 0.86% 2.85%
3 2.00% 10.10% 7.25% 2.65% 3.27% 0.10% 1.23% 2.85%
4 0.99% 10.30% 7.45% 2.72% 2.69% 0.03% 2.01% 2.85%
5 2.40% 11.72% 8.87% 3.40% 1.91% 0.07% 3.49% 2.85%
Especial 1.36% 7.69% 4.84% 4.29% 0.07% 0.01% 0.47% 2.85%
SER 3.52% 9.93% 7.08% 3.76% 1.35% 0.03% 1.94% 2.85%
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW Sistema Arequipa. Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico AREQUIPA
Centro de Transfor. (SET) CERRO VERDE
Tensión (kV) 138
Nivel de Tensión MAT
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
AREQUIPA
CERVESUR
33
AT
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
AREQUIPA
CHALLAPAMPA
10
MT
13.90
14.74
15.04
15.93
16.87
17.84
18.87
19.95
21.08
22.27
23.51
24.81
26.18
27.60
29.09
30.64
32.27
33.97
35.75
37.60
39.54
41.55
43.65
AREQUIPA
CHILINA
10
MT
15.94
23.08
24.42
25.87
27.39
28.98
30.64
32.40
34.24
36.16
38.18
40.29
42.50
44.82
47.23
49.76
52.40
55.16
58.05
61.06
64.20
67.47
70.88
AREQUIPA
CHILINA
AT
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
AREQUIPA
CONO NORTE
10
MT
5.14
5.46
5.75
6.08
6.42
6.78
7.15
7.54
7.94
8.37
8.82
9.29
9.78
10.30
10.83
11.39
11.99
12.61
13.26
13.93
14.64
15.37
16.14
AREQUIPA
CONO NORTE
22.9
MT
0.67
0.71
0.75
0.79
0.84
0.89
0.93
0.98
1.04
1.09
1.15
1.21
1.27
1.34
1.41
1.48
1.56
1.64
1.73
1.81
1.91
2.00
2.10
AREQUIPA
JESUS
10
MT
20.74
21.82
22.91
24.27
25.70
27.19
28.76
30.41
32.14
33.95
35.85
37.84
39.92
42.10
44.37
46.74
AREQUIPA
LA CAMPIÑA
10
MT
3.13
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
AREQUIPA
PARQUE INDUSTRIAL
10
MT
39.21
41.51
46.36
48.58
50.92
53.28
55.76
58.38
61.12
63.99
67.00
70.16
73.46
76.91
80.51
84.28
88.27
92.43
96.79
101.34
106.08
111.03
116.18
AREQUIPA
PARQUE INDUSTRIAL
33
AT
9.61
10.47
13.50
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00 26.74
33
10
49.23
51.83
54.54
57.37
60.33
63.40
2.23
66.61
AREQUIPA
PAUCARPATA
MT
8.40
8.91
9.11
9.66
10.23
10.84
11.47
12.14
12.84
13.57
14.34
15.14
15.98
16.86
17.78
18.74
19.74
20.79
21.88
23.02
24.21
25.45
AREQUIPA
SAN LAZARO
10
MT
17.36
18.41
19.36
20.49
21.68
22.91
24.20
25.56
26.98
28.48
30.04
31.68
33.39
35.18
37.05
39.01
41.07
43.21
45.46
47.80
50.24
52.79
AREQUIPA
SAN LUIS
10
MT
5.70
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
AREQUIPA
SOCABAYA
10
MT
7.23
10.99
11.64
12.33
13.06
13.82
14.63
15.47
16.35
17.28
18.25
19.27
20.33
21.44
22.61
23.82
25.09
26.42
27.81
29.25
30.76
32.33
33.97
AREQUIPA
YURA
33
AT
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
55.44
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV) 138
Nivel de Tensión
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
AREQUIPA
CERRO VERDE
AREQUIPA
CERVESUR
33
AT
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
2.23
AREQUIPA
CHALLAPAMPA
10
MT
13.90
16.14
24.44
25.33
26.27
27.24
28.27
29.35
30.48
31.67
32.91
34.21
35.58
37.00
38.49
40.04
41.67
43.37
45.15
47.00
48.94
50.95
53.05
AREQUIPA
CHILINA
10
MT
15.94
23.08
24.42
25.87
27.39
28.98
30.64
32.40
34.24
36.16
38.18
40.29
42.50
44.82
47.23
49.76
52.40
55.16
58.05
61.06
64.20
67.47
70.88
AREQUIPA
CHILINA
33
MAT
0
0.04
52.49
0.04
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
52.49
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
0.04
10
MT
5.14
5.46
5.75
6.08
6.42
6.78
7.15
7.54
7.94
8.37
8.82
9.29
9.78
10.30
10.83
11.39
11.99
12.61
13.26
13.93
14.64
15.37
16.14
22.9
MT
0.67
0.71
0.75
0.79
0.84
0.89
0.93
0.98
1.04
1.09
1.15
1.21
1.27
1.34
1.41
1.48
1.56
1.64
1.73
1.81
1.91
2.00
2.10
AREQUIPA
JESUS
10
MT
20.74
21.82
22.91
24.27
25.70
27.19
28.76
30.41
32.14
33.95
35.85
37.84
39.92
42.10
44.37
46.74
49.23
51.83
54.54
57.37
60.33
63.40
66.61
AREQUIPA
LA CAMPIÑA
10
MT
3.13
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
AREQUIPA
LAMBRAMANI
10
MT
0.00
0.00
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
AREQUIPA
PARQUE INDUSTRIAL
10
MT
39.21
41.51
46.36
48.58
50.92
53.28
55.76
58.38
61.12
63.99
67.00
70.16
73.46
76.91
80.51
84.28
88.27
92.43
96.79
101.34
106.08
111.03
116.18
AREQUIPA
PARQUE INDUSTRIAL
33
AT
9.61
10.47
13.50
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
16.00
AREQUIPA
PAUCARPATA
9.66
10.23
10.84
11.47
12.14
12.84
13.57
14.34
15.14
15.98
16.86
17.78
18.74
19.74
20.79
21.88
23.02
24.21
25.45
26.74
AREQUIPA
PORONGOCHE
10
MT
0.00
3.25
3.25
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
8.00
AREQUIPA
REAL PLAZA
10
MT
0.00
0.00
2.50
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
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
4.00
AREQUIPA
SAN LAZARO
10
MT
17.36
18.41
19.36
20.49
21.68
22.91
24.20
25.56
26.98
28.48
30.04
31.68
33.39
35.18
37.05
39.01
41.07
43.21
45.46
47.80
50.24
52.79
55.44
AREQUIPA
SAN LUIS
10
MT
5.70
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
AREQUIPA
SOCABAYA
10
MT
7.23
10.99
11.64
17.33
18.06
18.82
19.63
20.47
21.35
22.28
23.25
24.27
25.33
26.44
27.61
28.82
30.09
31.42
32.81
34.25
35.76
37.33
38.97
AREQUIPA
YURA
33
AT
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
27.62
9.11
0.04
52.49
CONO NORTE
8.91
0.04
52.49
CONO NORTE
8.40
0.04
52.49
AREQUIPA
MT
0.04
52.49
AREQUIPA
10
AT
52.49
0.00
8.00
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW Sistema Islay Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
ISLAY
ALTO AGUA LIMA
10
MT
3.50
3.51
3.51
3.51
3.51
3.52
3.52
3.53
3.53
3.65
3.67
ISLAY
CHUCARAPI
10
MT
0.85
0.88
0.90
0.93
0.95
0.98
1.01
1.04
1.07
1.10
1.14
1.17
1.21
1.25
1.30
1.34
1.39
1.44
1.50
1.55
1.61
1.68
ISLAY
LA CURVA
10
MT
1.52
1.59
1.66
1.73
1.81
1.88
1.95
2.03
2.10
2.18
3.54
2.25
3.54
2.32
3.55
2.40
3.56
2.47
3.57
2.54
3.58
2.62
3.59
2.69
3.60
2.76
3.61
2.83
3.62
2.90
3.64
2.97
3.04
3.69 3.11
ISLAY
MATARANI
10
MT
2.83
2.92
2.98
3.06
3.14
3.22
3.31
3.40
3.50
3.60
3.71
3.83
3.96
4.10
4.24
4.39
4.56
4.74
4.92
5.12
5.34
5.57
5.81
ISLAY
MATARANI
33
AT
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
ISLAY
MEJIA
10
MT
0.85
0.88
0.91
0.94
0.97
1.00
1.03
1.06
1.09
1.13
1.17
1.20
1.24
1.28
1.33
1.37
1.42
1.46
1.51
1.57
1.62
1.68
1.74
ISLAY
MOLLENDO
10
MT
3.48
3.63
3.78
3.94
4.10
4.26
4.42
4.58
4.74
4.91
5.07
5.24
5.41
5.57
5.74
5.91
6.08
6.25
6.42
6.60
6.77
6.94
7.12
1.75
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico ISLAY
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
ALTO AGUA LIMA
10
MT
3.50
3.51
3.51
3.51
3.51
3.52
3.52
3.53
3.53
3.54
3.54
3.55
3.56
3.57
3.58
3.59
3.60
3.61
3.62
3.64
3.65
3.67
3.69
ISLAY
CHUCARAPI
10
MT
0.85
0.88
0.90
0.93
0.95
0.98
1.01
1.04
1.07
1.10
1.14
1.17
1.21
1.25
1.30
1.34
1.39
1.44
1.50
1.55
1.61
1.68
1.75
ISLAY
LA CURVA
10
MT
1.52
1.59
1.66
1.73
1.81
1.88
1.95
2.03
2.10
2.18
2.25
2.32
2.40
2.47
2.54
2.62
2.69
2.76
2.83
2.90
2.97
3.04
3.11
ISLAY
MATARANI
10
MT
2.83
2.92
2.98
3.06
3.14
3.22
3.31
3.40
3.50
3.60
3.71
3.83
3.96
4.10
4.24
4.39
4.56
4.74
4.92
5.12
5.34
5.57
5.81
ISLAY
MATARANI
33
AT
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
0.17
ISLAY
MEJIA
10
MT
0.85
0.88
0.91
0.94
0.97
1.00
1.03
1.06
1.09
1.13
1.17
1.20
1.24
1.28
1.33
1.37
1.42
1.46
1.51
1.57
1.62
1.68
1.74
ISLAY
MOLLENDO
10
MT
3.48
3.63
3.78
3.94
4.10
4.26
4.42
4.58
4.74
4.91
5.07
5.24
5.41
5.57
5.74
5.91
6.08
6.25
6.42
6.60
6.77
6.94
7.12
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW Sistema Camana – Chuquibamba . Majes. Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
CAMANÁ
10
MT
4.78
5.29
5.83
6.43
7.08
7.78
8.53
9.35
10.23
11.18
12.21
13.31
14.49
15.77
17.14
18.60
20.18
21.88
23.70
25.66
27.76
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
CHUQUIBAMBA
22.9
MT
1.22
1.35
1.47
1.62
1.78
1.94
2.13
2.32
2.54
2.78
3.03
3.31
3.62
3.95
4.31
4.70
5.14
5.61
6.12
6.69
7.31
7.98
8.73
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
CORIRE
13.2
MT
1.72
1.90
2.10
2.31
2.54
2.80
3.07
3.36
3.68
4.02
4.39
4.79
5.21
5.67
6.16
6.69
7.25
7.86
8.51
9.21
9.96
30.01 10.77
11.63
32.44
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
MAJES
10
MT
3.55
3.93
4.31
4.74
5.21
5.71
6.25
6.84
7.48
8.18
8.93
9.75
10.63
11.59
12.63
13.75
14.98
16.31
17.76
19.33
21.04
22.90
24.92
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
MAJES
22.9
MT
1.77
1.95
2.14
2.35
2.58
2.82
3.08
3.37
3.69
4.03
4.40
4.81
5.25
5.73
6.25
6.82
7.45
8.13
8.88
9.70
10.59
11.57
12.64
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
CAMANÁ
10
MT
4.78
5.29
5.83
6.43
7.08
7.78
8.53
9.35
10.23
11.18
12.21
13.31
14.49
15.77
17.14
18.60
20.18
21.88
23.70
25.66
27.76
30.01
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
CHUQUIBAMBA
22.9
MT
1.22
1.35
1.47
1.62
1.78
1.94
2.13
2.32
2.54
2.78
3.03
3.31
3.62
3.95
4.31
4.70
5.14
5.61
6.12
6.69
7.31
7.98
32.44
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
CORIRE
13.2
MT
1.72
1.90
2.10
2.31
2.54
2.80
3.07
3.36
3.68
4.02
4.39
4.79
5.21
5.67
6.16
6.69
7.25
7.86
8.51
9.21
9.96
10.77
11.63
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
MAJES
10
MT
3.55
3.93
4.31
4.74
5.21
5.71
6.25
6.84
7.48
8.18
8.93
9.75
10.63
11.59
12.63
13.75
14.98
16.31
17.76
19.33
21.04
22.90
24.92
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
MAJES
22.9
MT
1.77
1.95
2.14
2.35
2.58
2.82
3.08
3.37
3.69
4.03
4.40
4.81
5.25
5.73
6.25
6.82
7.45
8.13
8.88
9.70
10.59
11.57
12.64
8.73
Sistema Ocoña
Sin cargas adicionales
ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico OCOÑA
Centro de Transfor. (SET) OCOÑA
Tensión (kV) 10
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
MT
0.25
0.28
0.31
0.35
0.39
0.44
0.49
0.54
0.59
0.65
0.71
Con cargas adicionales Sistema Eléctrico OCOÑA
Centro de Transfor. (SET) OCOÑA
Tensión (kV) 10
Nivel de Tensión MT
0.77
0.84
0.91
0.98
1.05
1.13
1.21
1.29
1.38
1.46
1.55
1.64
ENERGÍA (MWh)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
0.25
5.78
5.81
7.10
7.14
7.19
7.24
7.29
7.34
7.40
7.46
7.52
7.59
7.66
7.73
7.80
7.88
7.96
8.04
8.13
8.21
8.30
8.39
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW Sistema Atico Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico ATICO
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
ATICO
Nivel de Tensión
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
MT
0.38
0.44
0.51
0.58
0.66
0.74
0.83
0.93
1.03
1.14
1.25
1.37
1.50
1.63
1.77
1.91
2.06
2.21
2.37
2.53
2.70
2.88
3.06
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico ATICO
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
ATICO
Nivel de Tensión
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
MT
0.38
4.44
4.51
4.58
4.66
4.74
4.83
4.93
5.03
5.14
5.25
5.37
5.50
5.63
5.77
5.91
6.06
6.21
6.37
6.53
6.70
6.88
7.06
Sistema Caraveli
Sin cargas adicionales
ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico CARAVELÍ
Centro de Transfor. (SET) CARAVELÍ
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
10
MT
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
0.26
0.28
0.30
0.32
0.34
0.36
0.38
0.41
0.43
0.46
0.49
0.52
0.55
0.58
0.61
0.65
0.68
0.72
0.76
0.80
0.84
0.89
0.93
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico CARAVELÍ
Centro de Transfor. (SET) CARAVELÍ
Tensión (kV) 10
Nivel de Tensión MT
0.26
0.28
2.80
2.82
2.84
2.86
2.88
2.91
2.93
2.96
2.99
3.02
3.05
3.08
3.11
3.15
3.18
3.22
3.26
3.30
3.34
3.39
3.43
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW SistemaBella Unión - Chala Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
BELLA UNIÓN - CHALA
BELLA UNIÓN
10
MT
0.95
1.09
1.24
1.40
1.57
1.75
1.94
2.14
2.34
2.57
2.80
3.04
3.30
3.56
3.84
4.13
4.44
4.76
5.09
5.44
5.80
6.18
6.57
BELLA UNIÓN - CHALA
BELLA UNIÓN
22.9
MT
5.59
6.44
7.25
8.13
9.05
9.98
10.96
11.98
13.04
14.16
15.33
16.57
17.87
19.23
20.67
22.19
23.82
25.54
27.36
29.29
31.33
33.49
35.79
BELLA UNIÓN - CHALA
JAHUAY
10
MT
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
Con cargas adicionales Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
ENERGÍA (MWh)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
BELLA UNIÓN - CHALA
BELLA UNIÓN
10
MT
0.95
1.09
1.24
1.40
1.57
1.75
1.94
2.14
2.34
2.57
2.80
3.04
3.30
3.56
3.84
4.13
4.44
4.76
5.09
5.44
5.80
6.18
6.57
BELLA UNIÓN - CHALA
BELLA UNIÓN
22.9
MT
5.59
6.44
7.25
8.13
9.05
9.98
10.96
11.98
13.04
14.16
15.33
16.57
17.87
19.23
20.67
22.19
23.82
25.54
27.36
29.29
31.33
33.49
35.79
BELLA UNIÓN - CHALA
JAHUAY
10
MT
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
0.26
Sistema Orcopampa – Valle del Colca
Sin cargas adicionales
ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
ARES
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
ARES
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
CALLALLI
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
CALLALLI
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
CAYLLOMA
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
4.16
MT
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
66
MAT
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
22.9
MT
1.39
1.59
1.78
1.99
2.21
2.43
2.65
2.89
3.12
3.37
3.63
3.89
4.16
4.45
4.74
5.04
5.36
5.69
6.04
6.40
6.78
7.18
7.60
138
MAT
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
15
MT
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
ORCOPAMPA
22.9
MT
0.76
0.83
0.92
1.00
1.08
1.17
1.26
1.35
1.44
1.54
1.64
1.73
1.83
1.93
2.04
2.14
2.25
2.36
2.47
2.58
2.70
2.81
2.93
ORCOPAMPA
138
MAT
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Con cargas adicionales Sistema Eléctrico
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV) 4.16
Nivel de Tensión
ENERGÍA (MWh)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
ARES
MT
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
16.12
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
ARES
MAT
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
14.63
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
CALLALLI
22.9
MT
1.39
1.59
1.78
1.99
2.21
2.43
2.65
2.89
3.12
3.37
3.63
3.89
4.16
4.45
4.74
5.04
5.36
5.69
6.04
6.40
6.78
7.18
7.60
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
CALLALLI
138
MAT
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
0.10
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
CAYLLOMA
15
MT
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
3.80
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
ORCOPAMPA
22.9
MT
0.76
0.83
0.92
1.00
1.08
1.17
1.26
1.35
1.44
1.54
1.64
1.73
1.83
1.93
2.04
2.14
2.25
2.36
2.47
2.58
2.70
2.81
2.93
ORCOPAMPA - VALLE DEL COLCA
ORCOPAMPA
138
MAT
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
66
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW Sistema Cotahuasi Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico COTAHUASI
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
COTAHUASI
Nivel de Tensión
22.9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
MT
0.58
0.64
0.71
0.77
0.84
0.91
0.98
1.06
1.13
1.21
1.29
1.38
1.46
1.55
1.64
1.73
1.82
1.91
2.01
2.11
2.21
2.32
2.42
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico COTAHUASI
Centro de Transfor. (SET)
Tensión (kV)
COTAHUASI
Nivel de Tensión
22.9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
MT
0.58
0.64
0.71
0.77
0.84
0.91
0.98
1.06
1.13
1.21
1.29
1.38
1.46
1.55
1.64
1.73
1.82
1.91
2.01
2.11
2.21
2.32
2.42
Sistema Repartición – La Cano
Sin cargas adicionales
ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico REPARTICIÓN - LA CANO
Centro de Transfor. (SET) REPARTICIÓN
Tensión (kV) 22.9
Nivel de Tensión
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
MT
3.86
4.25
4.63
5.04
5.48
5.92
6.38
6.86
7.36
7.89
8.44
9.01
9.61
10.24
10.89
11.57
12.28
13.03
13.81
14.63
15.48
16.36
17.29
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico REPARTICIÓN - LA CANO
Centro de Transfor. (SET) REPARTICIÓN
Tensión (kV) 22.9
Nivel de Tensión MT
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
3.86
4.25
4.63
5.04
5.48
5.92
6.38
6.86
7.36
7.89
8.44
9.01
9.61
10.24
10.89
11.57
12.28
13.03
13.81
14.63
15.48
16.36
17.29
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA POR SET: MD en MW Sistema Huanca Sin cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico HUANCA
Centro de Transfor. (SET) HUANCA
Tensión (kV)
Nivel de Tensión
22.9
MT
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
0.08
0.08
0.09
0.09
0.10
0.10
0.11
0.11
0.11
0.12
0.12
0.13
0.13
0.14
0.14
0.14
0.15
0.15
0.15
0.16
0.16
0.17
0.17
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
Con cargas adicionales ENERGÍA (MWh)
Sistema Eléctrico HUANCA
Centro de Transfor. (SET) HUANCA
Tensión (kV) 22.9
Nivel de Tensión MT
0.08
0.08
0.09
0.09
0.10
0.10
0.11
0.11
0.11
0.12
0.12
0.13
0.13
0.14
0.14
0.14
0.15
0.15
0.15
0.16
0.16
0.17
0.17
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
MAPA DE DENSIDAD DE CARGA Sistema Arequipa
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
IV. DIAGNÓSTICO V. SISTEMA ELECTRICO DE AREQUIPA El Sistema Eléctrico actual es una red en 33 kV en anillo que enlaza las subestaciones 33/10 kV de Socabaya, Jesús, Chilina, Challapampa, Cervesur, Parque Industrial y Socabaya. Se interconecta con el SINAC en las SET´s 138/33 kV Socabaya y Chilina mediante transformadores de 45 y 60 MVA respectivamente . Se ha considerado un área de influencia que comprende además los enlaces en 138 kV Santuario – Chilina y Santuario – Socabaya y que se interconecta con el SINAC a través del enlace en 138 kV Santuario – Callalli y la SET Socabaya 220/138 kV. El área de influencia tiene dos centros de generación: uno conectado a la SE Chilina conformado por las C.C.H.H. Charcani I, II, III, IV y VI, (11 unidades, 26,4 MW) y la C.T. Chilina (6 unidades, 57 MW), y la C.H. Charcani V, (3 unidades, 145,5 MW) conectada a la SE Santuario. La demanda actualmente se manifiesta en mayor magnitud en las SET´s Parque Industrial (36 MW), San Lázaro (19 MW) y Jesús (19 MW). S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
IV. DIAGNÓSTICO RELACIÓN DE POTENCIAS Y VOLTAJES DE TRANSFORMADORES EXISTENTES .
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN (kV) POTENCIA (MVA) 10/0,23 22,9/0,44 0.25 1 0.35 1 0.70 1 0.85 1 1.50 2.00 1 3.50 4.00 4.50 6.00 7.00 10.00 12.50 25.00 9/9/3 9/9/2,6 25/12,5/15/5 15/10/8 TOTAL 3 2
33/10
60/22,9
60/22,9/10
138/33
138/22,9/10
138/60/22,9/10
138/66/22,9
3 1 2 1 2
1 1
2 1 6
1 1 1 1
16
0
1
1
1
1 1 5
2
CANTIDAD 1 1 1 1 3 1 1 2 1 3 1 3 1 7 1 1 1 1 31 S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
LINEAS DE TRANSMISIÓN AREQUIPA 2012 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne CHI_CHA_31 lne CHI_JES_ 32 lne CHI_JES_31 lne CHI_LAZAR_81 lne CHI_LAZAR_82 lne CVS_PQI_31 lne JES_SOC_ 32 lne JES_SOC_31 lne PQI_SOC_31a lne PQI_SOC_32a lne Socabaya-Paucarpata lne challapampa-pindustrial_1_33 lne challapampa-real plaza_33 lne chilina-deriv.cono norte_33 lne deriv.challapampa-challapampa_33 lne deriv.cono norte-cervesur_33 lne deriv.cono norte-cono norte_33 lne jesus-porongoche_33 lne pindustrial-aceros_33 lne pindustrial-molycop_33 lne pindustrial-paucarpata_33 lne porongoche-lambramani_33
Terminal i Barras CHIB33 JESUS33 CHIB33 LAZA33 CHIB33 CERVE33 SOCA33 SOCA33 PQIB33 PQIB33 SOCA33 PQIB33 CHALL33 Deriv.Cono Norte33 Deriv.Challapampa33 CERVE33 Deriv.Cono Norte33 JESUS33 PIndustrial33 MOLY33 PAUCARPATA33 Porongoche33
Terminal j Barras Deriv.Challapampa33 CHIB33 JESUS33 CHIB33 LAZA33 PQIB33 JESUS33 JESUS33 SOCA33 SOCA33 PAUCARPATA33 Deriv.Challapampa33 Real Plaza33 CHIB33 CHALL33 Deriv.Cono Norte33 Cono Norte33 Porongoche33 ACERS33 PIndustrial33 PIndustrial33 Lambramani33
Línea Aérea o Cable 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Longitud km 2.97 9.77 9.77 1.28 1.28 1.00 8.37 8.37 8.17 8.17 6.71 5.43 1.30 2.97 0.03 4.43 6.50 4.50 0.09 0.27 3.10 0.83
Tensión. Nom. kV 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33
Corr. Nom. kA 0.331 0.315 0.315 0.331 0.331 0.331 0.331 0.331 0.7 0.7 0.34 0.331 0.41 0.331 0.331 0.331 0.235 0.4398 0.315 0.315 0.34 0.433
Nivel de Carga % 151.34 7.41 7.41 52.33 52.33 30.28 72.98 72.98 60.24 60.24 117.30 10.55 11.65 69.30 161.83 35.43 48.02 33.08 27.31 49.36 64.95 19.52
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
TRANSFORMADORES AREQUIPA 2012 Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 Paucarpata tr2 cha_371 tr2 chi_131 tr2 chilina 33/10 tr2 cono norte 23/10 tr2 cono norte 33/10 tr2 jes_801 tr2 lambramani33/10 tr2 laza_801 tr2 porongoche33/10 tr2 pqib_801 tr2 pqib_802 tr2 real plaza 33/10 tr2 soc_131 tr2 soc_132 tr2 socabaya 33/10
Lado HV Barras PAUCARPATA33 CHALL33 CHIL138 CHIB33 Cono Norte23 Cono Norte33 JESUS33 Lambramani33 LAZA33 Porongoche33 PQIB33 PQIB33 Real Plaza33 SOCA138 SOCA138 SOCA33
Lado LV Barras PAUCARPATA10.5 CHAL10 CHIB33 CHIL10 Cono Norte10 Cono Norte10 JESUS10 Lambramani10 LAZA10 Porongoche10 PQIB10 PQIB10 Real Plaza10 SOCA33 SOCA33 SOCA10
Pot.Nom. MVA 10 25 60 25 1.5 10 25 12 25 25 25 25 12 60 60 12.5
Nivel de Carga % 97.47 113.41 99.81 80.61 36.38 64.51 86.84 40.86 80.40 14.15 103.09 103.09 22.76 98.19 98.19 78.49
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA AREQUIPA 2012
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
LINEAS DE TRANSMISIÓN AREQUIPA 2022 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre Lne Santuario-Chilina_L1126 Lne Santuario-Socabaya_L1021 Lne Santuario-Socabaya_L1022 Lne Socabaya-CerroVerde_L1023 Lne Socabaya-CerroVerde_L1024 lne CHI_CHA_31 lne CHI_JES_ 32 lne CHI_JES_31 lne CHI_LAZAR_81 lne CHI_LAZAR_82 lne CVS_PQI_31 lne JES_SOC_ 32 lne JES_SOC_31 lne PQI_SOC_31a lne PQI_SOC_32a lne Socabaya-Paucarpata lne challapampa-pindustrial_1_33 lne challapampa-real plaza_33 lne chilina-deriv.cono norte_33 lne deriv.challapampa-challapampa_33 lne deriv.cono norte-cervesur_33 lne deriv.cono norte-cono norte_33 lne jesus-porongoche_33 lne pindustrial-aceros_33 lne pindustrial-molycop_33 lne pindustrial-paucarpata_33 lne porongoche-lambramani_33
Terminal i Barras CHIL138 SOCA138 SANT138 SOCA138 SOCA138 CHIB33 JESUS33 CHIB33 LAZA33 CHIB33 CERVE33 SOCA33 SOCA33 PQIB33 PQIB33 SOCA33 PQIB33 CHALL33 Deriv.Cono Norte33 Deriv.Challapampa33 CERVE33 Deriv.Cono Norte33 JESUS33 PIndustrial33 MOLY33 PAUCARPATA33 Porongoche33
Terminal j Barras SANT138 SANT138 SOCA138 CVER138 CVER138 Deriv.Challapampa33 CHIB33 JESUS33 CHIB33 LAZA33 PQIB33 JESUS33 JESUS33 SOCA33 SOCA33 PAUCARPATA33 Deriv.Challapampa33 Real Plaza33 CHIB33 CHALL33 Deriv.Cono Norte33 Cono Norte33 Porongoche33 ACERS33 PIndustrial33 PIndustrial33 Lambramani33
Línea Aérea o Cable 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Longitud km 17.67 20.70 20.70 10.80 10.80 2.97 9.77 9.77 1.28 1.28 1.00 8.37 8.37 8.17 8.17 6.71 5.43 1.30 2.97 0.03 4.43 6.50 4.50 0.09 0.27 3.10 0.83
Tensión. Nom. kV 138 138 138 138 138 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33
Corr. Nom. kA 0.545 0.338 0.560 0.239 0.239 0.331 0.315 0.315 0.331 0.331 0.331 0.331 0.331 0.700 0.700 0.340 0.331 0.410 0.331 0.331 0.331 0.235 0.440 0.315 0.315 0.340 0.433
Nivel de Carga % 83.92 30.12 18.18 55.25 55.25 189.53 25.14 25.14 87.85 87.85 38.17 113.27 113.27 79.69 79.69 158.01 25.58 16.90 89.17 207.43 41.76 71.63 48.15 35.23 45.64 79.96 17.58 S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
TRANSFORMADORES AREQUIPA 2022 Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 Paucarpata tr2 cha_371 tr2 chi_131 tr2 chilina 33/10 tr2 cono norte 23/10 tr2 cono norte 33/10 tr2 jes_801 tr2 lambramani33/10 tr2 laza_801 tr2 porongoche33/10 tr2 pqib_801 tr2 pqib_802 tr2 real plaza 33/10 tr2 soc_131 tr2 soc_132 tr2 socabaya 33/10
Lado HV Barras PAUCARPATA33 CHALL33 CHIL138 CHIB33 Cono Norte23 Cono Norte33 JESUS33 Lambramani33 LAZA33 Porongoche33 PQIB33 PQIB33 Real Plaza33 SOCA138 SOCA138 SOCA33
Lado LV Barras PAUCARPATA10.5 CHAL10 CHIB33 CHIL10 Cono Norte10 Cono Norte10 JESUS10 Lambramani10 LAZA10 Porongoche10 PQIB10 PQIB10 Real Plaza10 SOCA33 SOCA33 SOCA10
Pot.Nom. MVA 10 25 60 25 1.5 10 25 12 25 25 25 25 12 60 60 12.5
Nivel de Carga % 145.89 143.53 182.19 135.55 57.65 96.21 145.65 36.80 134.98 31.49 135.79 135.79 33.00 142.81 142.81 147.62
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA AREQUIPA 2022
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CAMANÁ – CHUQUIBAMBA - MAJES 2012 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne corire-chuquibamba_60 lne majes-camana_138 lne majes-corire_60 lne reparticion-majes_138
Terminal i Barras Corire60 Camana138 Majes60 Majes138
Terminal j Barras Chuquibamba60 Majes138 Corire60 Reparticion138
Línea Aérea o Cable
Longitud
Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea
km 46.42 63.83 46.42 49.00
Pot.Nom. MVA 10 4 4
Nivel de Carga % 60.10 33.58 52.51
Lado LV
Pot.Nom. HV
Tensión Nom. Corr. Nom. Nivel de Carga kV 60 138 60 138
kA 0.340 0.455 0.340 0.565
% 3.80 5.80 9.32 11.21
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 camana33/10 tr2 chuquibamba 60/23 tr2 corire 60/13.2
Lado HV Barras Camana33 Chuquibamba60 Corire60
Lado LV Barras Camana10 Chuquibamba23 Corire13.2
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 camana
Lado HV Barras Camana138
Lado MV Barras Camana60
Barras Camana33
MVA 15
Pot.Nom. MV Pot.Nom. LV MVA 10
MVA 8
Nivel de Carga Nivel de Carga Nivel de Carga (HV) (MV) (LV) % 40.23
% 0.00
% 78.45
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CAMANÁ – CHUQUIBAMBA - MAJES 2012
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CAMANÁ – CHUQUIBAMBA - MAJES 2022 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne corire-chuquibamba_60 lne majes-camana_138 lne majes-corire_60 lne reparticion-majes_138
Terminal i Barras Corire60 Camana138 Majes60 Majes138
Terminal j Barras Chuquibamba60 Majes138 Corire60 Reparticion138
Línea Aérea o Cable
Longitud
Tensión. Nom. Corr. Nom. Nivel de Carga
Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea
km 46.42 63.83 46.42 49.00
kV 60 138 60 138
Pot.Nom.
Nivel de Carga
MVA 10 4 4
% 161.59 87.48 140.31
Lado LV
Pot.Nom. HV
Pot.Nom. MV
MVA 15
MVA 10
kA 0.340 0.455 0.340 0.565
% 9.90 15.60 25.22 30.71
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 camana33/10 tr2 chuquibamba 60/23 tr2 corire 60/13.2
Lado HV Barras Camana33 Chuquibamba60 Corire60
Lado LV Barras Camana10 Chuquibamba23 Corire13.2
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 camana
Lado HV Barras Camana138
Lado MV Barras Camana60
Barras Camana33
Pot.Nom. Nivel de Carga LV (HV) MVA % 8 108.17
Nivel de Carga (MV) % 0.00
Nivel de Carga (LV) % 210.93
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SISTEMA CAMANÁ – CHUQUIBAMBA - MAJES 2022
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SISTEMA ISLAY 2012 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne base islay-agua lima_33 lne base islay-mejia_33 lne base islay-mollendo_33 lne deriv.agua lima-agua lima_33 lne deriv.la curva-la curva_33 lne deriv.mejia-mejia_33 lne la curva-chucarapi_33 lne matarani-agua lima_33 lne mejia-la curva_33
Terminal i Barras Base Islay33 Base Islay33 Base Islay33 Deriv.Agua Lima33 Deriv.La Curva Deriv.Mejia Chucarapi33 Deriv.Agua Lima33 Deriv.La Curva
Terminal j Barras Deriv.Agua Lima33 Deriv.Mejia Mollendo33 Agua Lima33 La Curva33 Mejia33 Deriv.La Curva Matarani33 Deriv.Mejia
Línea Aérea o Cable
Longitud
Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea
km 6.70 14.02 4.68 0.96 0.24 0.03 14.10 3.36 10.70
Pot.Nom.
Nivel de Carga
MVA 6 22.5 1.5 3.5 6 1.5 4.5
% 1.55 39.46 61.88 44.88 33.63 49.83 82.22
Tensión Nom. kV 33 33 33 33 33 33 33 33 33
Corr. Nom. Nivel de Carga kA 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255
% 14.99 22.08 25.38 0.67 10.78 5.13 6.37 14.36 17.03
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 agua lima 33/10 tr2 base islay 138/33 tr2 chucarapi 33/10 tr2 la curva 33/10 tr2 matarani 33/10 tr2 mejia 33/10 tr2 mollendo 33/10
Lado HV Barras Agua Lima33 Mollendo138 Chucarapi33 La Curva33 Matarani33 Mejia33 Mollendo33
Lado LV Barras Agua Lima10 Base Islay33 Chucarapi10 La Curva10 Matarani10 Mejia10 Mollendo10
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA ISLAY 2012
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA ISLAY 2022 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne base islay-agua lima_33 lne base islay-mejia_33 lne base islay-mollendo_33 lne deriv.agua lima-agua lima_33 lne deriv.la curva-la curva_33 lne deriv.mejia-mejia_33 lne la curva-chucarapi_33 lne matarani-agua lima_33 lne mejia-la curva_33
Terminal i Barras Base Islay33 Base Islay33 Base Islay33 Deriv.Agua Lima33 Deriv.La Curva Deriv.Mejia Chucarapi33 Deriv.Agua Lima33 Deriv.La Curva
Terminal j Barras Deriv.Agua Lima33 Deriv.Mejia Mollendo33 Agua Lima33 La Curva33 Mejia33 Deriv.La Curva Matarani33 Deriv.Mejia
Línea Aérea o Cable
Longitud
Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea
km 6.70 14.02 4.68 0.96 0.24 0.03 14.10 3.36 10.70
Pot.Nom.
Nivel de Carga
MVA 6 22.5 1.5 3.5 6 1.5 4.5
% 1.69 56.27 86.53 67.08 45.46 70.04 120.29
Tensión Nom. kV 33 33 33 33 33 33 33 33 33
Corr. Nom. kA 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255 0.255
Nivel de Carga % 19.95 32.02 37.14 0.73 16.11 7.21 8.91 19.26 24.90
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 agua lima 33/10 tr2 base islay 138/33 tr2 chucarapi 33/10 tr2 la curva 33/10 tr2 matarani 33/10 tr2 mejia 33/10 tr2 mollendo 33/10
Lado HV Barras Agua Lima33 Mollendo138 Chucarapi33 La Curva33 Matarani33 Mejia33 Mollendo33
Lado LV Barras Agua Lima10 Base Islay33 Chucarapi10 La Curva10 Matarani10 Mejia10 Mollendo10
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA ISLAY 2022
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SISTEMA CALLALLI - ORCOPAMPA 2012 Nombre lne ares-huancarama_66 lne callalli-ares_138
Terminal i Barras Ares66 Callalli138
Terminal j Barras Huancarama66 Ares138
Línea Aérea o Cable Línea Aérea Línea Aérea
Longitud km 25.47 103.50
Tensión. Nom. kV 66 138
Corr. Nom. kA 0.219 0.500
Pot.Nom. MVA 8 2.5 2.5
Nivel de Carga % 12.03 0.58 0.58
Lado LV
Pot.Nom. HV
Pot.Nom. MV
Pot.Nom. LV
MVA 23.9
MVA 23.9
MVA 6.7
Nivel de Carga % 4.09 12.51
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 huancarama 66/22 tr2 huancarama-1_22/2.4 tr2 huancarama-2_22/2.4
Lado HV Barras Huancarama66 Huancarama22 Huancarama22
Lado LV Barras Huancarama22 Huancarama2.4 Huancarama2.4
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 ares
Lado HV Barras Ares138
Lado MV Barras Ares66
Barras Ares22
Nivel de Carga (HV) % 59.82
Nivel de Carga (MV) % 61.01
Nivel de Carga (LV) % 0.00
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CALLALLI - ORCOPAMPA 2012
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SISTEMA CALLALLI - ORCOPAMPA 2022 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne ares-huancarama_66 lne callalli-ares_138
Terminal i Barras Ares66 Callalli138
Terminal j Barras Huancarama66 Ares138
Línea Aérea o Cable Línea Aérea Línea Aérea
Longitud km 25.47 103.50
Tensión. Nom. kV 66 138
Corr. Nom. kA 0.219 0.500
Pot.Nom. MVA 8 2.5 2.5
Nivel de Carga % 23.79 0.57 0.57
Lado LV
Pot.Nom. HV
Pot.Nom. MV
Pot.Nom. LV
MVA 23.9
MVA 23.9
MVA 6.7
Nivel de Carga % 8.09 13.41
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 huancarama 66/22 tr2 huancarama-1_22/2.4 tr2 huancarama-2_22/2.4
Lado HV Barras Huancarama66 Huancarama22 Huancarama22
Lado LV Barras Huancarama22 Huancarama2.4 Huancarama2.4
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 ares
Lado HV Barras Ares138
Lado MV Barras Ares66
Barras Ares22
Nivel de Carga (HV) % 64.15
Nivel de Carga (MV) % 65.43
Nivel de Carga (LV) % 0.00
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CALLALLI - ORCOPAMPA 2022
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CALLALLI – VALLE DEL COLCA 2012 Nombre lne arcata-misapuquio_33 lne ares-arcata_33 lne callalli-caylloma_66 lne caylloma-ares_66 lne caylloma-huayllacho_15
Terminal i Barras Arcata33_B Arcata33 Callalli66 Caylloma66 Caylloma15
Terminal j Barras Misapuquio33 Arcata33_A Caylloma66 Arcata66 Huayllacho15
Línea Aérea o Cable
Longitud
Tensión Nom.
Corr. Nom.
Nivel de Carga
Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea
km 21.60 19.75 60.00 46.87 2.00
kV 33 33 66 66 15
kA 0.150 0.225 0.219 0.219 0.150
% 41.04 25.83 21.76 14.19 79.75
Pot.Nom.
Nivel de Carga
MVA 2 2 6 5 5 3 2 5 0.8 0.75 0.22
% 0.41 0.41 55.47 70.38 0.40 75.99 0.39 73.87 70.49 56.06 0.57
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 arcata G1 tr2 arcata G2 tr2 arcata1 tr2 arcata2 tr2 ares_2 tr2 caylloma tr2 huayllacho 15/0.66 tr2 misapuquio 33/0.66 tr2 san antonio 15/0.46 tr2 san ignacio-1_15/3.2 tr2 san ignacio-2_3.2/0.44
Lado HV Barras Arcata10 Arcata10 Arcata33_A Arcata33_B Ares4.16 Caylloma66 Huayllacho15 Misapuquio33 Caylloma15 Caylloma15 San Ignacio3.2
Lado LV Barras Arcata0.46 Arcata0.46 Arcata10 Arcata10 Ares0.46 Caylloma15 Huayllacho0.66 Misapuquio0.66 San Antonio0.46 San Ignacio3.2 San Ignacio0.44
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 ares_1 tr3 callalli
Lado HV Barras Arcata66 Callalli138
Lado MV Barras Arcata33 Callalli66
Lado LV Barras Ares4.16 Callalli23
Pot.Nom. HV Pot.Nom. MV Pot.Nom. LV MVA 12 25
MVA 5 25
MVA 7 7
Nivel de Carga (HV) % 29.61 28.10
Nivel de Carga (MV) % 66.43 20.84
Nivel de Carga (LV) % 94.43 26.03
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SISTEMA CALLALLI – VALLE DEL COLCA 2012
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SISTEMA CALLALLI - VALLE DEL COLCA 2022 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne arcata-misapuquio_33 lne ares-arcata_33 lne callalli-caylloma_66 lne caylloma-ares_66 lne caylloma-huayllacho_15
Terminal i Barras Arcata33_B Arcata33 Callalli66 Caylloma66 Caylloma15
Terminal j Barras Misapuquio33 Arcata33_A Caylloma66 Arcata66 Huayllacho15
Línea Aérea o Cable
Longitud
Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea Línea Aérea
km 21.60 19.75 60.00 46.87 2.00
Pot.Nom.
Nivel de Carga
MVA 2 2 6 5 5 3 2 5 0.8 0.75 0.22
% 0.42 0.42 54.23 68.74 0.41 75.25 9.87 72.33 93.62 50.28 0.57
Lado LV
Pot.Nom. HV
Tensión. Nom. kV 33 33 66 66 15
Corr. Nom.
Nivel de Carga
kA 0.150 0.225 0.219 0.219 0.150
% 40.09 25.22 21.93 15.41 75.88
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 arcata G1 tr2 arcata G2 tr2 arcata1 tr2 arcata2 tr2 ares_2 tr2 caylloma tr2 huayllacho 15/0.66 tr2 misapuquio 33/0.66 tr2 san antonio 15/0.46 tr2 san ignacio-1_15/3.2 tr2 san ignacio-2_3.2/0.44
Lado HV Barras Arcata10 Arcata10 Arcata33_A Arcata33_B Ares4.16 Caylloma66 Huayllacho15 Misapuquio33 Caylloma15 Caylloma15 San Ignacio3.2
Lado LV Barras Arcata0.46 Arcata0.46 Arcata10 Arcata10 Ares0.46 Caylloma15 Huayllacho0.66 Misapuquio0.66 San Antonio0.46 San Ignacio3.2 San Ignacio0.44
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 ares_1 tr3 callalli
Lado HV Barras Arcata66 Callalli138
Lado MV Barras Arcata33 Callalli66
Barras Ares4.16 Callalli23
MVA 12 25
Pot.Nom. MV Pot.Nom. LV MVA 5 25
MVA 7 7
Nivel de Carga (HV) % 32.15 38.10
Nivel de Carga (MV) % 64.78 21.00
Nivel de Carga (LV) % 91.93 61.26
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA CALLALLI - VALLE DEL COLCA 2022
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA REPARTICIÓN – LA CANO 2012 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre
Terminal i
Terminal j
Barras
Barras
Línea Aérea o Cable
Longitud
Tensión Nom.
Corr. Nom.
Nivel de Carga
km
kV
kA
%
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 repartición
Lado HV Barras Reparticion138
Lado MV Barras Reparticion23
Lado LV Barras Reparticion10
Pot.Nom. HV Pot.Nom. MV Pot.Nom. LV MVA 9
MVA 9
MVA 2.6
Nivel de Carga (HV) % 51.27
Nivel de Carga (MV) % 51.27
Nivel de Carga (LV) % 0.00
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA REPARTICIÓN – LA CANO 2012
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA REPARTICIÓN – LA CANO 2022
Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre
Terminal i
Terminal j
Barras
Barras
Línea Aérea o Cable
Longitud km
Tensión Nom. kV
Corr. Nom. kA
Nivel de Carga %
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Pot.Nom. Pot.Nom. Pot.Nom. Nivel de Nivel de Nivel de Nombre HV MV LV Carga (HV) Carga (MV) Carga (LV) Barras Barras Barras MVA MVA MVA % % % tr3 repartición Reparticion138 Reparticion23 Reparticion10 9 9 2.6 107.78 107.78 0.00 Lado HV
Lado MV
Lado LV
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA REPARTICIÓN – LA CANO 2022
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA BELLA UNIÓN – CHALA 2012 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre
Terminal i
lne jahuay-bella unión_60 lne marcona-jahuay_60
Barras Jahuay60 Marcona60
Terminal j Barras Bella Unión60 Jahuay60
Línea Aérea Longitud o Cable km Línea Aérea 26.90 Línea Aérea 36.10
Tensión. Nom. kV 60 60
Corr. Nom. kA 0.365 0.365
Nivel de Carga % 21.18 21.51
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre
Lado HV Barras Jahuay60
tr2 jahuay
Lado LV
Pot.Nom.
Barras Jahuay10
MVA 1.5
Nivel de Carga % 16.31
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 bella unión
Lado HV
Lado MV
Barras Barras Bella Unión60 Bella Unión23
Pot.Nom. Pot.Nom. Pot.Nom. Nivel de Nivel de Nivel de HV MV LV Carga (HV) Carga (MV) Carga (LV) Barras MVA MVA MVA % % % Bella Unión10 9 9 3 89.28 74.73 38.28 Lado LV
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA BELLA UNIÓN - CHALA 2012
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA BELLA UNIÓN – CHALA 2022 Porcentajes de Utilización en las Líneas de Transmisión
Nombre lne jahuay-bella unión_60 lne marcona-jahuay_60
Terminal i Barras Jahuay60 Marcona60
Terminal j
Línea Aérea Longitud o Cable Barras km Bella Unión60 Línea Aérea 26.90 Jahuay60 Línea Aérea 36.10
Tensión. Nom. kV 60 60
Corr. Nom. kA 0.365 0.365
Nivel de Carga % 68.23 68.51
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 2 Devanados
Nombre tr2 jahuay
Lado HV Barras Jahuay60
Lado LV Barras Jahuay10
Pot.Nom. Nivel de Carga MVA % 1.5 17.94
Porcentaje de Utilización en los Transformadores de 3 Devanados
Nombre tr3 bella unión
Lado HV Barras Bella Unión60
Pot.Nom. Pot.Nom Pot.Nom Nivel de Nivel de Nivel de Lado MV Lado LV HV . MV . LV Carga (HV) Carga (MV) Carga (LV) Barras Barras MVA MVA MVA % % % Bella Unión23 Bella Unión10 9 9 3 287.56 210.96 117.68
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
SISTEMA BELLA UNIÓN - CHALA 2022
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
V.
PLANIFICACIÓN
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 SECCIÓN ÓPTIMA DE CONDUCTORES EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR LT 33 kV SOCABAYA - TIABAYA
EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR LT 138 kV- DOBLE TERNA SE SOCABAYA - SE PARQUE INDUSTRIAL
DESCRIPCION
UNIDAD
TIPO DE CONDUCTOR
BUTTE
CANTON
CAIRO
DARIEN
ELGIN
VALOR
VALOR
VALOR
VALOR
VALOR
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
SECCION DEL CONDUCTOR
mm ²
236
283
330
375
470
DIAMETRO DEL CONDUCTOR
mm
19.88
21.79
23.53
25.16
28.15
N° DE CIRCUITOS
1
1
1
1
1
N° DE CONDUCTORES POR FASE
3
3
3
3
3
153.1
153.1
153.1
153.1
153.1
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO
MVA
CONDUCTOR DE ALUMINIO CON ALEACION DE ALUMINIO AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
SECCION DEL CONDUCTOR
mm ²
236
283
330
375
470
DIAMETRO DEL CONDUCTOR
mm
19.88
21.79
23.53
25.16
28.15
N° DE CIRCUITOS
1
1
1
1
1
N° DE CONDUCTORES POR FASE
3
3
3
3
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO
MVA
AAAC
3
26
25.5
25.5
25.5
25.5
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
MW
150
150
150
150
150
POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO
MW
25
25
25
25
25
ohm/km
0.142
0.118
0.101
0.0892
0.0713
RESISTENCIA A 25ºc
ohm /km
0.142
0.118
0.101
0.0892
0.0713
TEMPERATURA (Tc)
°C
75
75
75
75
75
TENSION
kV
33
33
33
33
33
ohm /km
0.17
0.142
0.122
0.107
0.0863
0.98
RESISTENCIA A 25ºc
UNIDAD
FACTOR DE POTENCIA
FACTOR DE POTENCIA POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO
DESCRIPCION TIPO DE CONDUCTOR
0.98
0.98
0.98
TEMPERATURA (Tc)
°C
75
75
75
75
75
TENSION
kV
138
138
138
138
138
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD RESISTENCIA CORREGIDA A Tc.
ohm/km
CORRIENTE DE LINEA LONGITUD DE LA LINEA POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO PERDIDAS DE ENERGIA % PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO FACTOR DE CARGA FACTOR DE PERDIDAS TASA DE DESCUENTO AÑOS Factor de actualización COSTO DE POTENCIA (promedio) COSTO DE ENERGIA (promedio) COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS COSTO LINEA POR km COSTO DE INVERSION COSTO TOTAL
0.142
0.122
0.107
0.0863
RESISTENCIA CORREGIDA A Tc.
640
640
640
640
640
CORRIENTE DE LINEA
km
9.55
9.55
9.55
9.55
9.55
LONGITUD DE LA LINEA
MW
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL
0.17
Amp
1.433
1.257
1.0139
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO
MW
1.997
1.668
1.433
1.257
1.014
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL
MWh/año
14644
12232
10509
9217
7434
PERDIDAS DE ENERGIA
%
1.33
1.11
0.96
0.84
0.68
% PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO
2918 186 1779 4697
FACTOR DE CARGA FACTOR DE PERDIDAS TASA DE DESCUENTO AÑOS Factor de actualización COSTO DE POTENCIA (prom edio) COSTO DE ENERGIA (prom edio) COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS COSTO LINEA POR km COSTO DE INVERSION
0.90 0.837 12.00% 20 7.47 110978.42 37.41 Miles $ Miles $ Miles $ Miles $
1.997
$/MW-Año $/MWh 5748 83 793 6540
1.668
4801 88 840 5641
4125 93 888 5013
3618 105 1001 4618
446
446
446
446
446
km
10.9
10.9
10.9
10.9
10.9
MW
0.369
0.308
0.265
0.232
0.1874
MW
0.369
0.308
0.265
0.232
0.187
MWh/año
2964
2476
2127
1866
1505
%
1.48
1.23
1.06
0.9
0.7
0.95 0.917 12.00% 20 7.47 110978.42 37.41 Miles $ Miles $ Miles $
$/MW-Año $/MWh 1134 64 698
947 70 763
814 76 828
714 86 937
576 101 1101
Miles $
1832
1710
1642
1651
1677
COSTO TOTAL
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPT IMA DEL CONDUCTOR
Am p
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR
10,000
2,000 9,000
1,800 8,000
1,600 1,400
6,000
INVERSION (Miles US$)
INVERSION (Miles US$)
7,000
5,000 4,000 Costo Pérd id as
3,000
Costo In versión Costo To tal
2,000
1,200 1,000 800 600 400
1,000
200
0
0 200
250
300 350 400 SECCION DE CONDUCTOR (mm2)
450
500
Costo pérdida
200
250
costo Inversión
300
350
Costo Total
SECCION DE CONDUCTOR (mm 2)
400
450
500
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 SECCIÓN ÓPTIMA DE CONDUCTORES EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR LT 138 kV CAMANA - OCOÑA
DESCRIPCION
UNIDAD
TIPO DE CONDUCTOR
EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR LT 60 kV OCOÑA - ATICO
DESCRIPCION
CONDUCTOR DE ALUMINIO CON ALEACION DE ALUMINIO AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
SECCION DEL CONDUCTOR
m m²
158
200
236
283
330
SECCION DEL CONDUCTOR
DIAMETRO DEL CONDUCTOR
mm
16.29
18.30
19.88
21.79
23.53
DIAMETRO DEL CONDUCTOR
N° DE CIRCUITOS
1
1
1
1
1
N° DE CONDUCTORES POR FASE
3
3
3
3
3
77
76.5
76.5
76.5
76.5
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO
MVA
FACTOR DE POTENCIA
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
MW
75
75
75
75
75
RESISTENCIA A 25ºc
ohm/km
0.2156
0.1715
0.142
0.118
0.101
TEMPERATURA (Tc)
°C
75
75
75
75
75
TENSION
kV
138
138
138
138
138
ohm/km
0.2523
0.2001
0.17
0.142
0.122
Am p
320
320
320
320
320
POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD RESISTENCIA CORREGIDA A Tc. CORRIENTE DE LINEA
UNIDAD
12.74
14.31
16.29
18.30
3
3
3
3
3
MVA
12
12.2
12.2
12.2
12.2
1
0.98
1
0.98
0.98
1
0.98
MW
12
12
12
12
12
0.425
0.338
0.268
0.2156
0.1715
TEMPERATURA (Tc)
°C
75
75
75
75
75
TENSION
kV
60
60
60
60
60
ohm/km
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD RESISTENCIA CORREGIDA A Tc.
0.509
0.403
0.319
0.252
0.2
Amp
118
118
118
118
118
LONGITUD DE LA LINEA
km
60
60
60
60
60
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO
MW
0.424
0.336
0.266
0.210
0.1666
CORRIENTE DE LINEA
50
50
50
50
0.871
0.728
0.6253
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL
MW
1.293
1.026
0.871
0.728
0.625
PERDIDAS DE ENERGIA
MWh/año
10386
8237
6998
5845
5022
% PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO
%
1.72
1.37
1.16
1.0
0.8
0.95 0.917 12.00% 20 7.47 110978.42 37.63 Miles $ Miles $ Miles $ Miles $
$/MW-Año $/MWh 3991 32 1600 5591
1930 58 2900 4830
11.35
ohm/km
1.026
2246 47 2350 4596
200
mm
1
AAAC
RESISTENCIA A 25ºc
50
2689 38 1900 4589
158
0.98
POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO
1.293
3165 35 1750 4915
AAAC
125
FACTOR DE POTENCIA
km
FACTOR DE CARGA FACTOR DE PERDIDAS TASA DE DESCUENTO AÑOS Factor de actualización COSTO DE POTENCIA (prom edio) COSTO DE ENERGIA (prom edio) COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS COSTO LINEA POR km COSTO DE INVERSION COSTO TOTAL
AAAC
99
1
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO
MW
% PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO
AAAC
78
N° DE CONDUCTORES POR FASE
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO PERDIDAS DE ENERGIA
AAAC mm²
N° DE CIRCUITOS
LONGITUD DE LA LINEA POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL
CONDUCTOR DE ALUMINIO CON ALEACION DE ALUMINIO
TIPO DE CONDUCTOR
FACTOR DE CARGA FACTOR DE PERDIDAS TASA DE DESCUENTO AÑOS Factor de actualización COSTO DE POTENCIA (promedio) COSTO DE ENERGIA (promedio) COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS COSTO LINEA POR km COSTO DE INVERSION COSTO TOTAL
MW
0.424
0.336
0.266
0.210
0.167
MWh/año
3405
2696
2134
1686
1338
%
3.53
2.80
2.21
1.7
1.4
0.95 0.917 12.00% 20 7.47 110978.42 37.63 Miles $ Miles $ Miles $
$/MW-Año $/MWh 1308 26 1560
1036 27 1620
820 29 1740
648 32 1920
514 35 2100
Miles $
2868
2656
2560
2568
2614
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR
3,500
6,000 3,000
5,000 2,500
INVERSION (Miles US$)
INVERSION (Miles US$)
4,000
3,000
2,000
1,000
2,000 1,500 1,000 Costo pérdida
500
Costo pérdida
Costo Inversión
Costo Inversión
Costo Total
Costo Total 0
0
100
150
200
250
SECCION DE CONDUCTOR (mm2)
300
350
400
50
70
90
110
130
150
170
SECCION DE CONDUCTOR (mm 2)
190
210
230
250
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 SECCIÓN ÓPTIMA DE CONDUCTORES EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR LT 60 kV OCOÑA - CARAVELI
DESCRIPCION
UNIDAD
EVALUACION DE LA SECCION OPTIMA DEL CONDUCTOR LT 60 kV BELLA UNIÓN - CHALA
CONDUCTOR DE ALUMINIO CON ALEACION DE ALUMINIO
TIPO DE CONDUCTOR
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
DESCRIPCION
UNIDAD
CONDUCTOR DE ALUMINIO CON ALEACION DE ALUMINIO AAAC
AAAC
AAAC
AAAC
SECCION DEL CONDUCTOR
mm ²
78
99
125
158
200
SECCION DEL CONDUCTOR
mm²
158
200
236
283
330
DIAMETRO DEL CONDUCTOR
mm
11.35
12.74
14.31
16.29
18.30
DIAMETRO DEL CONDUCTOR
mm
16.29
18.30
19.88
21.79
23.53
N° DE CIRCUITOS
1
1
1
1
1
N° DE CIRCUITOS
N° DE CONDUCTORES POR FASE
3
3
3
3
3
N° DE CONDUCTORES POR FASE
3
3
3
3
3
12
12.2
12.2
12.2
12.2
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO
MVA
12
12.2
12.2
12.2
12.2
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
FACTOR DE POTENCIA
0.98
POTENCIA NOMINAL POR CIRCUITO
MVA
FACTOR DE POTENCIA POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO
MW
12
12
12
12
12
RESISTENCIA A 25ºc
ohm /km
0.425
0.338
0.268
0.2156
0.1715
TEMPERATURA (Tc)
°C
75
75
75
75
75
TENSION
kV
60
60
60
60
60
ohm /km
0.509
0.403
0.319
0.252
0.2
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD RESISTENCIA CORREGIDA A Tc. CORRIENTE DE LINEA
Am p
118
118
118
118
118
LONGITUD DE LA LINEA
km
85
85
85
85
85
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO
MW
0.601
0.476
0.376
0.297
0.2360
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL
MW
0.601
0.476
0.376
0.297
0.236
MWh/año
4824
3819
3023
2388
1895
%
5.01
3.96
3.14
2.5
2.0
PERDIDAS DE ENERGIA % PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO FACTOR DE CARGA FACTOR DE PERDIDAS TASA DE DESCUENTO AÑOS Factor de actualización COSTO DE POTENCIA (prom edio) COSTO DE ENERGIA (prom edio) COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS COSTO LINEA POR km COSTO DE INVERSION COSTO TOTAL
0.95 0.917 12.00% 20 7.47 110978.42 37.63 Miles $ Miles $
$/MW-Año $/MWh 1854 26
1468 27
1162 29
918 32
728 35
Miles $ Miles $
2210 4064
2295 3763
2465 3627
2720 3638
2975 3703
TIPO DE CONDUCTOR
1
1
1
1
AAAC
1
0.98
0.98
0.98
0.98
MW
12
12
12
12
12
RESISTENCIA A 25ºc
ohm/km
0.2156
0.1715
0.142
0.118
0.101
TEMPERATURA (Tc)
°C
75
75
75
75
75
TENSION
kV
60
60
60
60
60
ohm/km
POTENCIA ACTIVA POR CIRCUITO
COEFICIENTE DE RESISTIVIDAD RESISTENCIA CORREGIDA A Tc.
0.2523
0.2001
0.17
0.142
0.122
Amp
118
118
118
118
118
LONGITUD DE LA LINEA
km
85
85
85
85
85
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x CIRCUITO
MW
0.298
0.236
0.201
0.168
0.1440
CORRIENTE DE LINEA
POTENCIA DE PÉRDIDAS JOULE x TOTAL
MW
0.298
0.236
0.201
0.168
0.144
MWh/año
2391
1896
1611
1346
1156
%
2.48
1.97
1.67
1.4
1.2
0.95 0.917 12.00% 20 7.47 110978.42
$/MW-Año
COSTO DE ENERGIA (promedio) COSTO DE PERDIDAS JOULE ACTUALIZADAS COSTO LINEA POR km COSTO DE INVERSION
34.89 Miles $ Miles $ Miles $
$/MWh 870 34 2890
690 35 2975
586 36 3026
490 38 3230
421 41 3485
COSTO TOTAL
Miles $
3760
3665
3612
3720
3906
PERDIDAS DE ENERGIA % PERDIDAS DE POTENCIA x CIRCUITO FACTOR DE CARGA FACTOR DE PERDIDAS TASA DE DESCUENTO AÑOS Factor de actualización COSTO DE POTENCIA (promedio)
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR 4,500
DETERMINACIÓN DE LA SECCIÓN ÓPTIMA DEL CONDUCTOR
4,500
4,000
4,000
3,500
3,500 3,000
INVERSION (Miles US$)
INVERSION (Miles US$)
3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 Costo pérdida
Costo Inversión
Costo Total
2,500 2,000 1,500 1,000
500
500
0
0
50
70
90
110
130
150
170
SECCION DE CONDUCTOR (mm2)
190
210
230
250
Costo pérdida
100
150
Costo Inversión
200
250
Costo Total
300
SECCION DE CONDUCTOR (mm2)
350
400
S&Z Consultores Asociados
23.29 kV 1.02 p.u. 0.8 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA
Manufacturas del sur
Carga Transferida a Parque Industrial desde San Lázaro (2020) Nuevo para Reserva del Sistema 50MVA (2017)
10.07 kV 1.01 p.u.
Nuevo 50MVA (2017)
Ingreso de Nuevo Trafo 80MVA (2020)
Bc - 15Mvar 13.5 MW 4.4 Mvar 14.2 MVA
Banco de Capacitores se mantiene en Reserva
Minera David 2013
PowerFactory 14.0.516
10.90 km AAAC 330mm²
31.8 MW 4.9 Mvar 32.1 MVA 56.1 %
0
-15.7 MW -6.5 Mvar 17.0 MVA 89.1 %
6.71 km AAAC 120mm²
Nuevo 20/25MVA
2013
2013 - Ingreso de L.T. 33kV Socabaya-Tiabaya y S.E. Tiabaya 33/10kV
9.60 km AAAC 375mm²
11.90 km AAAC 375mm²
31.8 MW 4.9 Mvar 32.1 MVA 56.1 %
32.40 kV 0.98 p.u. -13.2 MW 10.5 MW 13.1 Mvar 18.7 Mvar 18.7 MVA 21.4 MVA 24.1 % 16.3 %
35.7 MW 35.7 MW 24.5 Mvar 24.5 Mvar 43.3 MVA 43.3 MVA 71.8 % 71.8 %
2017
4.1 MW 4.8 Mvar 6.3 MVA 32.5 %
4.1 MW 4.8 Mvar 6.3 MVA 32.5 %
2014
0
-35.4 MW -21.2 .. 41.2 MVA 71.8 %
10.34 kV 0.98 p.u.
37.2 MW 46.2 MW 12.5 Mvar 15.7 Mvar 39.3 MVA 48.7 MVA 20.8 % 25.8 %
-35.4 MW -21.2 .. 41.2 MVA 71.8 %
2013
15.6 MW 5.1 Mvar 16.4 MVA
16.2 MW 7.3 Mvar 17.8 MVA 89.1 %
PAUCARPATA10.5
SOCA33
8.17 km ACSR 126.7mm² 7.6 MW 6.0 Mvar 9.7 MVA 23.5 %
SANT138 DIgSILENT
13.3 MW -14.3 .. 19.5 MVA 24.1 %
2013-Ingreso L.T.138kV Socabaya-P.Industrial(2 Ternas) 138.84 kV 1.01 p.u. SOCA138 y S.E. Parque Industrial 138/33kV
33.99 kV 1.03 p.u.
8.17 km ACSR 126.7mm² 7.6 MW 6.0 Mvar 9.7 MVA 23.5 %
-15.6 MW -5.1 Mvar 16.4 MVA 70.3 % -4
2017
8.37 km AASC 125mm²
17.3 MW 7.0 Mvar 18.6 MVA 73.5 %
3.10 km AAAC 120mm²
-17.2 MW -5.7 Mvar 18.1 MVA 73.5 % 0
15.7 MW 6.5 Mvar 17.0 MVA 70.3 %
10.28 kV 1.03 p.u.
4.7 MW 1.5 Mvar 4.9 MVA
8.37 km AASC 125mm²
13.8 MW 6.5 Mvar 15.3 MVA 35.6 %
Retirado de Socabaya 10/12.5MVA se traslada a Paucarpata 12.5 MW 4.1 Mvar 13.2 MVA
Rotado de P.Industrial 20/25MVA
SOCA10
2013
-13.6 MW -5.5 Mvar 14.6 MVA 35.6 %
10.16 kV 1.02 p.u. 7.7 MW 2.5 Mvar 8.1 MVA
Porongoche10 10.06 kV 1.01 p.u. 4.3 MW 1.4 Mvar 4.5 MVA
-1
0
JESUS138
32.56 kV 0.99 p.u.
7.7 MW 2.8 Mvar 8.2 MVA 34.0 %
-7.7 MW -2.5 Mvar 8.1 MVA 34.0 %
Lambramani10
32.40 kV 0.98 p.u.
Porongoche33
-12.1 MW -4.4 Mvar 12.9 MVA 52.2 %
-41.7 MW -6.7 Mvar 42.3 MVA 53.6 %
-10.5 MW -19.2 .. 21.8 MVA 16.3 %
Tiabaya33
13.6 MW 5.5 Mvar 14.6 MVA 60.2 %
2017
0
0
Retirado de P.Industrial 20/25MVA se traslada a Paucarpata
-4.3 MW -1.4 Mvar 4.5 MVA 40.0 %
4.4 MW 1.6 Mvar 4.6 MVA 40.0 % -1
32.36 kV 0.98 p.u.
Lambramani33
4.4 MW 1.6 Mvar 4.6 MVA 19.1 %
-4.0 MW -4.7 Mvar 6.2 MVA 32.5 %
-4.0 MW -4.7 Mvar 6.2 MVA 32.5 %
41.8 MW 9.7 Mvar 42.9 MVA 53.6 %
-13.5 MW -4.4 Mvar 14.2 MVA 60.2 %
32.78 kV 0.99 p.u.
MOLY33 8.0 MW 2.6 Mvar 8.4 MVA
-4.4 MW -1.6 Mvar 4.6 MVA 19.1 %
4.50 km AAAC 185 mm²
12.3 MW 4.7 Mvar 13.1 MVA 52.2 %
2.1 MW -1.4 Mvar 2.5 MVA 14.1 %
2.1 MW -1.4 Mvar 2.5 MVA 14.1 %
138.08 kV 1.00 p.u.
9.84 kV 0.98 p.u.
6.6 MW 2.2 Mvar 7.0 MVA
32.80 kV 0.99 p.u.
0.27 km ACSR 126.7mm²
ACERS33
-8.0 MW -2.6 Mvar 8.4 MVA 47.0 %
-1 -1 16.6 MW 16.6 MW 7.1 Mvar 7.1 Mvar 18.0 MVA 18.0 MVA 73.1 % 73.1 %
JESUS33
0.82 km AAAC 185 mm²
33.07 kV 1.00 p.u.
33.0 MW 10.8 Mvar 34.7 MVA
-16.5 MW -16.5 MW -5.4 Mvar -5.4 Mvar 17.4 MVA 17.4 MVA 73.1 % 73.1 %
10.05 kV 1.01 p.u.
JESUS10
-3.9 MW -1.4 Mvar 4.1 MVA 17.9 %
-31.3 MW 9.5 Mvar 32.7 MVA 24.6 %
Tiabaya10
2013
0.09 km ACSR 126.7mm²
-6.6 MW -2.2 Mvar 7.0 MVA 39.0 %
2019 L.T.33kV P.Industrial-Challapampa (Subterránea) 8.0 MW 2.6 Mvar 8.4 MVA 47.0 %
2013
-46.0 MW -15.7 .. 48.6 MVA 25.8 %
0
6.6 MW 2.2 Mvar 7.0 MVA 39.0 %
Nuevo 20/25MVA
-37.1 MW -12.8 .. 39.3 MVA 20.8 %
2017 3
-7.4 MW -5.7 Mvar 9.4 MVA 23.5 %
7.0 MW 0.3 Mvar 7.0 MVA 37.2 %
1.30 km N2XSY 120mm²
2013
41.6 MW 41.6 MW 14.2 Mvar 14.2 Mvar 43.9 MVA 43.9 MVA 55.0 % 55.0 %
-7.4 MW -5.7 Mvar 9.4 MVA 23.5 %
7.0 MW 0.3 Mvar 7.0 MVA 37.2 %
3.9 MW 1.3 Mvar 4.1 MVA 17.9 %
Nuevo 20/25MVA
0
Cono Norte10
Nueva Barra 33kV
7.0 MW 0.3 Mvar 7.0 MVA 37.2 %
1.00 km AASC 120mm² 0.9 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA 5.0 %
1.00 km AASC 120mm²
-41.5 MW -11.1 .. 43.0 MVA 55.0 %
Cono Norte33
Transformador P.Industrial 20/25MVA queda en operación -1
-7.0 MW -0.3 Mvar 7.0 MVA 37.2 %
5.43 km AASC 120mm²
20.1 MW 8.9 Mvar 21.9 MVA 89.6 %
-0.9 MW -0.3 Mvar 0.9 MVA 5.0 %
32.79 kV 0.99 p.u.
7.0 MW 0.3 Mvar 7.0 MVA 37.2 %
5.43 km XLPE 250mm²
41.3 MW 18.5 Mvar 45.3 MVA 92.5 %
31.98 kV 0.97 p.u.
-19.9 MW -6.6 Mvar 21.0 MVA 89.6 %
-9.6 MW 5.4 Mvar 11.1 MVA 85.1 %
-1
-41.2 MW -13.5 Mvar 43.4 MVA 92.5 %
9.90 kV 0.99 p.u.
0.9 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA
-6.9 MW -0.2 Mvar 6.9 MVA 37.2 %
32.35 kV 0.98 p.u.
9.77 km AASC 125mm²
-41.5 MW -11.1 .. 43.0 MVA 55.0 %
Carga 2 Alimentadores
-1
8.8 MW 2.9 Mvar 9.2 MVA
CERVE33
-6.9 MW -0.2 Mvar 6.9 MVA 37.2 %
3.9 MW 1.4 Mvar 4.1 MVA 35.0 %
-3.8 MW -1.3 Mvar 4.0 MVA 35.0 % -1
11.70 km AAAC 240mm²
137.92 kV 1.00 p.u.
Cono Norte23
Real Plaza33
9.84 kV 0.98 p.u.
17.67 km AAAC 240mm²
PQIB_138
-0.8 MW -0.3 Mvar 0.9 MVA 59.0 % 17.3 MW 17.3 MW 7.4 Mvar 7.4 Mvar 18.8 MVA 18.8 MVA 77.9 % 77.9 %
3.8 MW 1.3 Mvar 4.0 MVA
Real Plaza10
-2.1 MW 1.4 Mvar 2.5 MVA 14.1 %
54.4 MW 31.4 MW 44.8 Mvar -9.9 Mvar 70.5 MVA 33.0 MVA 54.6 % 24.6 %
0
3 -6.9 MW -0.2 Mvar 6.9 MVA 37.2 %
6.1 MW 2.0 Mvar 6.5 MVA
-17.2 MW -17.2 MW -5.7 Mvar -5.7 Mvar 18.1 MVA 18.1 MVA 77.9 % 77.9 % -4 -4
10.30 kV 0.98 p.u.
2.9 MW 0.9 Mvar 3.0 MVA
-2.1 MW 1.4 Mvar 2.5 MVA 14.1 %
9.77 km AASC 125mm²
32.81 kV 0.99 p.u.
0.8 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA 59.0 %
CHALL33
25.5 MW 8.4 Mvar 26.8 MVA
CHAL10
-1 -1 -26.6 MW -26.6 MW -18.7 .. -18.7 Mvar 32.6 MVA 32.6 MVA 59.3 % 59.3 %
26.9 MW 21.8 Mvar 34.6 MVA 59.3 %
-53.7 MW -43.6 .. 69.2 MVA 54.6 %
26.9 MW 21.8 Mvar 34.6 MVA 59.3 %
134.20 kV 0.97 p.u.
CHIL138
138.07 kV 1.00 p.u.
PQIB33
1
-0.0 MW -9.1 Mvar 9.1 MVA
PQIB10
-4.8 MW 3.0 Mvar 5.6 MVA 57.1 %
9.91 kV 0.99 p.u.
2015 Bc - 9Mvar 9Mvar -4.8 MW 3.0 Mvar 5.6 MVA 57.1 %
Carga 1 Alimentadores
PQIB10_1
Rotado de Paucarpata 10MVA 4.8 MW 4.8 MW -2.7 Mvar -2.7 Mvar 5.5 MVA 5.5 MVA 57.1 % 57.1 % -1 -1
4.43 km AASC 120mm²
19.9 MW 6.6 Mvar 21.0 MVA
2.97 km AASC 120mm²
37.3 MW 12.3 Mvar 39.3 MVA
2022 -13.9 MW -5.2 Mvar 14.8 MVA 79.7 %
2.97 km AASC 120mm²
32.38 kV 0.98 p.u.
14.1 MW 5.5 Mvar 15.1 MVA 79.7 %
18.4 MW 7.4 Mvar 19.8 MVA 80.3 %
2013 Nuevo 20/25MVA Tres Palmeras 2011
10.0 MW -13.9 MW -5.1 Mvar -5.2 Mvar 11.2 MVA 14.8 MVA 85.1 % 79.7 %
6.50 km AAAC 85mm²
14.1 MW 5.5 Mvar 15.1 MVA 79.7 %
18.4 MW 7.4 Mvar 19.8 MVA 80.3 %
-18.3 MW -18.3 MW -6.0 Mvar -6.0 Mvar 19.3 MVA 19.3 MVA 80.3 % 80.3 % 0 0
31.4 MW 10.3 Mvar 33.0 MVA
Quimera Center 2013
1.3 MW 0.4 Mvar 1.3 MVA
CHIB33
5.2 MW 1.7 Mvar 5.5 MVA
10.01 kV 1.00 p.u.
CHIL10
2019 Nuevo 60MVA (EGASA)
2.6 MW 0.9 Mvar 2.7 MVA
33.06 kV 1.00 p.u.
1.28 km ACSR 107mm² 10.9 MW 5.0 Mvar 12.0 MVA 63.2 %
1.28 km ACSR 107mm²
10.9 MW 5.0 Mvar 12.0 MVA 63.2 %
Carga en San Lázaro luego de la transferencia (2016)
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA
-10.9 MW -4.9 Mvar 11.9 MVA 63.2 %
-2 21.7 MW 9.7 Mvar 23.8 MVA 97.2 %
-21.6 MW -7.1 Mvar 22.7 MVA 97.2 %
21.6 MW 7.1 Mvar 22.7 MVA
Carga Transferida a Chilina desde San Lázaro (2016)
-10.9 MW -4.9 Mvar 11.9 MVA 63.2 %
32.81 kV 0.99 p.u.
LAZA33
10.02 kV 1.00 p.u.
LAZA10
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA ALTERNATIVA 1 20.70 km AAAC 240mm²
Implementar un nuevo punto de entrega en la S.E. Jesús mediante una conexión en "PI" de una terna de L.T.138 kV Santuario-Socabaya
9.00 km AAAC 240mm²
Retirado de Paucarpata 10/12.5MVA pasa a Reserva 0
Retirado de Paucarpata 10MVA pasa a Reserva 0
PAUCARPATA33
Hacia Cerro Verde 138kV
Diagrama de Flujo de Potencia Alternativa Nº1 - Transformador 2 Devanados Año 2022 - Operación Normal
Sistema Eléctrico de Arequipa Proyecto:
Gráfica: Arequipa Fecha: 1/09/2011 Anexo:
S&Z Consultores Asociados
-0.8 MW -0.3 Mvar 0.9 MVA 59.9 %
Cono Norte23
22.93 kV 1.00 p.u. 0.8 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA
Carga 2 Alimentadores
Manufacturas del sur
Carga Transferida a Parque Industrial desde San Lázaro (2020)
1
9.91 kV 0.99 p.u.
8.8 MW 2.9 Mvar 9.2 MVA
Ingreso Nuevo Trafo 100/50/50MVA (2018) Bc - 15Mvar
Banco de Capacitores se mantiene en reserva
Minera David 2013
PowerFactory 14.0.516
2013
10.90 km AAAC 330mm²
2013 - Ingreso de L.T. 33kV Socabaya-Tiabaya y S.E. Tiabaya 33/10kV
9.60 km AAAC 375mm² 11.90 km AAAC 375mm²
Diagrama de Flujo de Potencia Alternativa Nº2 - Transformador 3 Devanados Año 2022 - Operación Normal
Sistema Eléctrico de Arequipa
SOCA138
Nuevo 20/25MVA 137.88 kV 1.00 p.u.
8.17 km ACSR 126.7mm²
0
31.8 MW 31.8 MW -14.9 MW 7.1 MW 5.0 Mvar 5.0 Mvar 13.0 Mvar 17.6 Mvar 32.2 MVA 32.2 MVA 19.8 MVA 19.0 MVA 56.5 % 56.5 % 25.6 % 14.6 %
2014
31.8 MW 31.8 MW 23.5 Mvar 23.5 Mvar 39.5 MVA 39.5 MVA 65.9 % 65.9 %
4.2 MW 4.4 Mvar 6.1 MVA 31.5 %
-7.0 MW -18.1 .. 19.4 MVA 14.6 %
0
4.2 MW 4.4 Mvar 6.1 MVA 31.5 %
SANT138 DIgSILENT
15.0 MW -14.1 .. 20.6 MVA 25.6 %
2013 - Ingreso L.T. 138kV Socabaya-P.Industrial(2 Ternas) y S.E. Parque Industrial 138/33/10kV
6.71 km AAAC 120mm²
-15.7 MW -6.5 Mvar 17.0 MVA 89.7 %
43.0 MW 53.3 MW 7.5 Mvar 9.5 Mvar 43.7 MVA 54.2 MVA 23.2 % 28.8 %
2017
7.7 MW 2.5 Mvar 8.1 MVA
10.11 kV 1.01 p.u.
8.37 km AASC 125mm²
-31.5 MW -31.5 MW -20.6 .. -20.6 .. 37.7 MVA 37.7 MVA 65.9 % 65.9 %
2013
10.11 kV 0.96 p.u.
16.3 MW 7.4 Mvar 17.9 MVA 89.7 %
7.7 MW 2.8 Mvar 8.2 MVA 34.2 % -1 -7.7 MW -2.5 Mvar 8.1 MVA 34.2 %
Porongoche10
32.26 kV 0.98 p.u.
Porongoche33
8.37 km AASC 125mm²
SOCA33
8.17 km ACSR 126.7mm² 3.6 MW 5.8 Mvar 6.8 MVA 16.8 %
32.20 kV 0.98 p.u.
3.6 MW 5.8 Mvar 6.8 MVA 16.8 %
15.6 MW 5.1 Mvar 16.4 MVA
17.3 MW 7.1 Mvar 18.7 MVA 73.9 %
-3
2017
PAUCARPATA10.5
13.8 MW 6.5 Mvar 15.3 MVA 35.8 %
3.10 km AAAC 120mm²
-17.2 MW -5.7 Mvar 18.1 MVA 73.9 % 0
15.7 MW 6.5 Mvar 17.0 MVA 70.8 %
10.22 kV 1.02 p.u.
4.7 MW 1.5 Mvar 4.9 MVA
4.3 MW 1.4 Mvar 4.5 MVA
10.01 kV 1.00 p.u.
Lambramani10
-4.3 MW -1.4 Mvar 4.5 MVA 40.2 %
4.4 MW 1.6 Mvar 4.6 MVA 40.2 % -1
32.21 kV 0.98 p.u.
Lambramani33
Rotado de P.Industrial 20/25MVA
SOCA10
12.5 MW 4.1 Mvar 13.2 MVA
Retirado de Socabaya 10/12.5MVA se traslada a Paucarpata -13.6 MW -5.5 Mvar 14.6 MVA 35.8 %
2013
32.37 kV 0.98 p.u.
32.89 kV 1.00 p.u.
MOLY33
0
JESUS138
Tiabaya33
13.6 MW 5.5 Mvar 14.6 MVA 60.6 %
(2017)
0
Retirado de P.Industrial 20/25MVA se traslada a Paucarpata
8.0 MW 2.6 Mvar 8.4 MVA
-12.1 MW -4.4 Mvar 12.9 MVA 52.4 %
-4.1 MW -38.6 MW -4.3 Mvar -5.4 Mvar 5.9 MVA 39.0 MVA 31.5 % 49.7 %
-4.1 MW -4.3 Mvar 5.9 MVA 31.5 %
38.7 MW 8.1 Mvar 39.5 MVA 49.7 %
-13.5 MW -4.4 Mvar 14.2 MVA 60.6 %
0.09 km ACSR 126.7mm²
6.6 MW 2.2 Mvar 7.0 MVA
4.4 MW 1.6 Mvar 4.6 MVA 19.2 %
0.7 MW -2.5 Mvar 2.6 MVA 14.3 %
0.7 MW -2.5 Mvar 2.6 MVA 14.3 %
137.19 kV 0.99 p.u.
9.78 kV 0.98 p.u.
2018 L.T.33kV P.Industrial-Challapampa (Subterráneo) 32.91 kV 1.00 p.u.
0.27 km ACSR 126.7mm²
ACERS33
-4.4 MW -1.6 Mvar 4.6 MVA 19.2 %
4.50 km AAAC 185 mm²
12.3 MW 4.7 Mvar 13.1 MVA 52.4 %
JESUS33
0.82 km AAAC 185 mm²
32.93 kV 1.00 p.u.
-1 -1 16.6 MW 16.6 MW 7.1 Mvar 7.1 Mvar 18.1 MVA 18.1 MVA 73.5 % 73.5 %
-16.5 MW -16.5 MW -5.4 Mvar -5.4 Mvar 17.4 MVA 17.4 MVA 73.5 % 73.5 %
10.00 kV 1.00 p.u.
33.0 MW 10.8 Mvar 34.7 MVA
-31.7 MW 10.0 Mvar 33.2 MVA 25.1 %
33.82 kV 1.02 p.u.
2017
-8.0 MW -2.6 Mvar 8.4 MVA 46.8 %
2013 Nuevo 20/25MVA
-6.6 MW -2.2 Mvar 7.0 MVA 38.9 %
8.0 MW 2.6 Mvar 8.4 MVA 46.8 %
-3.9 MW -1.4 Mvar 4.1 MVA 17.8 %
JESUS10
32.49 kV 0.98 p.u.
11.70 km AAAC 240mm²
Tiabaya10
0
6.6 MW 2.2 Mvar 7.0 MVA 38.9 %
8.7 MW -1.1 Mvar 8.8 MVA 46.4 %
1.30 km N2XSY 120mm²
2013
31.8 MW -10.4 .. 33.4 MVA 25.1 %
0
1
-3.5 MW -5.7 Mvar 6.7 MVA 16.8 %
8.7 MW -1.1 Mvar 8.8 MVA 46.4 %
3.9 MW 1.3 Mvar 4.1 MVA 17.8 %
-0.7 MW 2.5 Mvar 2.6 MVA 14.3 %
17.67 km AAAC 240mm²
13.5 MW 4.4 Mvar 14.2 MVA
2013
Transformador P.Industrial 20/25MVA queda en operación
-3.5 MW -5.7 Mvar 6.7 MVA 16.8 %
1.00 km AASC 120mm²
8.7 MW -1.1 Mvar 8.8 MVA 46.4 %
1.00 km AASC 120mm²
0.9 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA 5.0 %
5.43 km AASC 120mm²
PQIB33
-8.7 MW 1.1 Mvar 8.7 MVA 46.4 %
5.43 km XLPE 250mm²
32.92 kV 1.00 p.u.
-1
-0.9 MW -0.3 Mvar 0.9 MVA 5.0 %
32.91 kV 1.00 p.u.
8.7 MW -1.1 Mvar 8.7 MVA 46.4 %
-8.6 MW 1.2 Mvar 8.6 MVA 46.4 %
Nuevo 20/25MVA
-42.9 MW -53.2 MW -7.6 Mvar -9.3 Mvar 43.6 MVA 54.0 MVA 23.2 % 28.8 %
Cono Norte10
-17.3 MW -17.3 MW 4.8 Mvar 4.8 Mvar 17.9 MVA 17.9 MVA 65.7 % 65.7 %
0
Nuevo para Reserva del Sistema 50MVA (2017)
10.18 kV 1.02 p.u.
0.9 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA
CERVE33
-8.6 MW 1.2 Mvar 8.6 MVA 46.4 %
3.9 MW 1.4 Mvar 4.1 MVA 34.8 %
-3.8 MW -1.3 Mvar 4.0 MVA 34.8 % -1
Real Plaza33
9.88 kV 0.99 p.u.
9.77 km AASC 125mm²
48.0 MW 8.5 Mvar 48.8 MVA 65.7 %
0.8 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA 59.9 % 17.3 MW 17.3 MW 7.4 Mvar 7.4 Mvar 18.8 MVA 18.8 MVA 77.5 % 77.5 %
3.8 MW 1.3 Mvar 4.0 MVA
Real Plaza10
-0.7 MW 2.5 Mvar 2.6 MVA 14.3 %
52.3 MW 54.0 Mvar 75.2 MVA 58.7 %
137.14 kV 0.99 p.u.
3 -4.8 MW 2.8 Mvar 5.6 MVA 56.3 % -8.6 MW 1.2 Mvar 8.6 MVA 46.4 %
-3 -3 -25.5 MW -25.5 MW -22.8 .. -22.8 .. 34.3 MVA 34.3 MVA 63.7 % 63.7 %
9.77 km AASC 125mm²
PQINB138
-0.0 MW -8.8 Mvar 8.8 MVA 0 32.52 kV 0.99 p.u.
6.1 MW 2.0 Mvar 6.5 MVA
-17.2 MW -17.2 MW -5.7 Mvar -5.7 Mvar 18.1 MVA 18.1 MVA 77.5 % 77.5 % -4 -4
10.34 kV 0.98 p.u.
2.9 MW 0.9 Mvar 3.0 MVA
-51.5 MW -52.4 .. 73.5 MVA 58.7 %
25.8 MW 25.8 MW 26.2 Mvar 26.2 Mvar 36.8 MVA 36.8 MVA 63.7 % 63.7 %
132.71 kV 0.96 p.u.
CHIL138
137.16 kV 0.99 p.u.
48.0 MW 0 8.5 Mvar 48.8 MVA 65.7 %
-4.8 MW 2.8 Mvar 5.6 MVA 56.3 % 4.8 MW -2.6 Mvar 5.5 MVA 56.3 %
-30.6 MW -10.0 .. 32.2 MVA 65.7 %
0
0
4.8 MW -2.6 Mvar 5.5 MVA 56.3 %
PQIB10
32.09 kV 0.97 p.u.
-30.6 MW -10.0 .. 32.2 MVA 65.7 %
Rotado de Paucarpata 10MVA
PQINB10
Cono Norte33
Carga 1 Alimentadores
10.18 kV 1.02 p.u.
-9.6 MW 5.1 Mvar 10.9 MVA 83.8 %
4.43 km AASC 120mm²
19.9 MW 6.6 Mvar 21.0 MVA
2.97 km AASC 120mm²
37.3 MW 12.3 Mvar 39.3 MVA
2022 -11.4 MW -7.5 Mvar 13.6 MVA 73.1 %
2.97 km AASC 120mm²
1.3 MW 0.4 Mvar 1.3 MVA
2018 Bc 9Mvar 9Mvar CHAL10
25.5 MW 8.4 Mvar 26.8 MVA
2013 Nuevo 20/25MVA Tres Palmeras 2011
CHALL33
11.6 MW 7.8 Mvar 13.9 MVA 73.1 %
18.4 MW 18.4 MW 7.4 Mvar 7.4 Mvar 19.8 MVA 19.8 MVA 79.9 % 79.9 %
-18.3 MW -18.3 MW -6.0 Mvar -6.0 Mvar 19.3 MVA 19.3 MVA 79.9 % 79.9 % 0 0
10.06 kV 1.01 p.u.
31.4 MW 10.3 Mvar 33.0 MVA
Quimera Center 2013
10.0 MW -11.4 MW -4.8 Mvar -7.5 Mvar 11.1 MVA 13.6 MVA 83.8 % 73.1 %
6.50 km AAAC 85mm²
11.6 MW 7.8 Mvar 13.9 MVA 73.1 %
5.2 MW 1.7 Mvar 5.5 MVA
CHIL10
2022 Nuevo 60MVA (EGASA)
2.6 MW 0.9 Mvar 2.7 MVA
CHIB33
1.28 km ACSR 107mm² 10.9 MW 10.9 MW 4.9 Mvar 4.9 Mvar 12.0 MVA 12.0 MVA 62.9 % 62.9 %
1.28 km ACSR 107mm²
33.21 kV 1.01 p.u.
Carga en San Lázaro luego de la transferencia (2016)
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA
-2 21.7 MW 9.7 Mvar 23.8 MVA 96.7 %
-21.6 MW -7.1 Mvar 22.7 MVA 96.7 %
21.6 MW 7.1 Mvar 22.7 MVA
Carga Transferida a Chilina desde San Lázaro (2016)
-10.9 MW -10.9 MW -4.9 Mvar -4.9 Mvar 11.9 MVA 11.9 MVA 62.9 % 62.9 %
32.97 kV 1.00 p.u.
LAZA33
10.07 kV 1.01 p.u.
LAZA10
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA ALTERNATIVA 2 20.70 km AAAC 240mm²
9.00 km AAAC 240mm²
Implementar un nuevo punto de entrega en la S.E. Jesús mediante una conexión en "PI" de una terna de L.T.138 kV Santuario-Socabaya
Retirado de Paucarpata 10/12.5MVA pasa a Reserva 0
Retirado de Paucarpata 10MVA pasa a Reserva
-15.6 MW -5.1 Mvar 16.4 MVA 70.8 % 0
PAUCARPATA33
Hacia Cerro Verde 138kV
Proyecto: Gráfica: Arequipa
Fecha: Anexo: 1/09/2011
S&Z Consultores Asociados
DIgSILENT
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA ALTERNATIVA 1 Sistema Camaná - Majes Minera Caravelí
0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
Majes23
9.7 MW 3.9 Mvar 10.4 MVA 50.9 %
-9.7 MW -3.2 Mvar 10.2 MVA 50.9 %
Majes10
23.30 kV 1.02 p.u.
10.01 kV 1.00 p.u. 4.8 MW 1.6 Mvar 5.0 MVA
8.0 MW 1.2 Mvar 8.0 MVA 39.3 %
-8.0 MW -1.2 Mvar 8.0 MVA 39.3 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-7.8 MW -1.5 Mvar 7.9 MVA 22.5 %
59.52 kV 0.99 p.u.
Majes60
2019 Transformador Nuevo Corire 60/13.2kV 7 MVA
61.51 kV 1.03 p.u.
9.7 MW 3.2 Mvar 10.2 MVA
0
0
G ~
0
Chuñuño0.4
G ~ -16.7 MW -0.0 Mvar 16.7 MVA 13.6 %
2.7 MW 0.9 Mvar 2.9 MVA
Tasa Atico
0.8 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA
2013 Bc 3Mvar
4.0 MW 1.3 Mvar 4.2 MVA
1
60.00 km
6.8 MW 2.2 Mvar 7.1 MVA
10.20 kV 1.02 p.u.
1
0.0 MW -4.2 Mvar 4.2 MVA
Camana_10 10.01 kV 1.00 p.u.
7.6 MW 2.5 Mvar 8.0 MVA
0
16.8 MW -2.5 Mvar 17.0 MVA 13.6 %
L.T.138kV Camaná-Ocoña (AAAC 240mm2)
131.85 kV 0.96 p.u. 16.7 MW 0.0 Mvar 16.7 MVA 87.2 %
0.0 MW -3.1 Mvar 3.1 MVA
3.0 MW 0.1 Mvar 3.0 MVA 76.3 %
-4.7 MW -1.5 Mvar 4.9 MVA 73.0 %
-3.0 MW 0.0 Mvar 3.0 MVA 76.3 %
4.7 MW 1.5 Mvar 4.9 MVA
0
0
Ocoña 10
Tasa Atico
Sistema Aislado de Ocoña ~ G
~ G
~ G
~ G
Ocoña0.23
-7.6 MW 0.6 Mvar 7.6 MVA 87.2 % 0 9.1 MW -1.6 Mvar 9.2 MVA 25.3 %
Ocoña 60
Ocoña10
61.71 kV 1.03 p.u.
3
Chuquibamba23 23.04 kV 1.01 p.u. 3.0 MW 1.0 Mvar 3.1 MVA
10.23 kV 1.02 p.u.
-6
-9.1 MW 1.6 Mvar 9.2 MVA 87.2 %
58.96 kV 0.98 p.u. 4.7 MW 1.8 Mvar 5.1 MVA 73.0 % -1
Corire13.2 13.10 kV 0.99 p.u.
Trafo Ocoña 138/60/10kV 20/12/9MVA
-3.0 MW -0.1 Mvar 3.0 MVA 8.7 %
Chuquibamba60
Corire60
8.0 MW 1.2 Mvar 8.0 MVA 22.5 %
2019 Transformador Corire 60/13.2kV 4 MVA pasa a Reserva
3.0 MW -0.4 Mvar 3.0 MVA 8.7 %
0
Atico10
2
2011
46.42 km
46.42 km -0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
Atico0.23
Trafo Atico 60/10kV 6MVA
-0.0 MW -1.0 Mvar 1.0 MVA
2013 Interconexión de los Sistemas Aislados Ocoña - Atico - Caravelí
1
Sistema Eléctrico de Camaná-Majes
2018 Bc 1Mvar PowerFactory 14.0.516
Diagrama de Flujo de Potencia Alternativa Nº1 Año 2022 - Operación Normal
Natalia Pescadores
-4.8 MW -1.6 Mvar 5.0 MVA 24.8 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
~ G
-8.7 MW 1.4 Mvar 8.8 MVA 25.3 %
50.00 km
132.58 kV 0.96 p.u.
5.5 MW -0.9 Mvar 5.6 MVA 94.1 %
Ocoña 138 4.8 MW 1.7 Mvar 5.1 MVA 24.8 %
~ G
La Planchada
1.02 kV 1.02 p.u.
~ G
59.72 kV 1.00 p.u.
22.96 kV 1.00 p.u.
Camana138
-22.4 MW -6.8 Mvar 23.4 MVA 82.8 %
MajesN
Retirado de Camaná 138/60/10kV 15/10/8MVA pasa a Reserva
~ G
Atico 60
Camana23
-8 -0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-1 3.1 MW -0.5 Mvar 3.2 MVA 9.0 %
~ G
Atico 10
-5.5 MW 1.4 Mvar 5.7 MVA 94.1 %
Alimentador 4001 - San Gregorio Alimentador 4004 - Costanera 2011 Retirado de Camaná 33/10kV 10MVA pasa a Reserva
Sistema Aislado de Atico
0.0 MW -3.2 Mvar 3.2 MVA
L.T.60kV Ocoña-Atico (AAAC 120mm2)
0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
4.0 MW 1.3 Mvar 4.2 MVA
10.31 kV 1.03 p.u.
2021 Bc 4Mvar
La Planchada
134.80 kV 0.98 p.u.
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 89.3 %
Camana10
7.6 MW 2.6 Mvar 8.1 MVA 89.3 %
2011 Transformador Nuevo Rebobinado Camaná 138/22.9/10kV 12/5/9MVA
Majes138 22.4 MW 9.3 Mvar 24.3 MVA 82.8 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
55.70 km
-31.3 MW 1.2 Mvar 31.3 MVA 30.2 %
-31.8 MW 3.1 Mvar 32.0 MVA 30.2 %
31.9 MW -3.4 Mvar 32.1 MVA 30.2 %
31.8 MW -3.0 Mvar 32.0 MVA 30.2 %
8.30 km -54.3 MW -5.9 Mvar 54.7 MVA 41.4 %
1.5 MW 0.5 Mvar 1.6 MVA
0
0.0 MW -0.1 Mvar 0.1 MVA 0.1 %
Reparticion Solar 20T
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
2017 Transformador Nuevo Camana 138/10kV 7 MVA
0
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-6.8 MW 1.9 Mvar 7.1 MVA 98.9 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
2013 Bc 3Mvar 1
-7.6 MW -2.5 Mvar 8.0 MVA 89.3 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.1 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
2.44 km
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
134.54 kV 0.97 p.u.
49.00 km
23.09 kV 1.00 p.u.
Solar Majes138
0 -0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
Solar Reparticion23
60.00 km
L.T.60kV Atico-Caravelí (AAAC 120mm2)
0
Alimentador 2701 La Joya
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-3.1 MW -0.2 Mvar 3.1 MVA 9.0 %
Majes Solar 20T
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
138.56 kV 1.00 p.u.
7.80 km
58.83 kV 0.98 p.u.
6.8 MW 2.2 Mvar 7.1 MVA
6.8 MW -1.3 Mvar 7.0 MVA 98.9 %
Solar Reparticion138
Caravelí 6..
23.67 kV 1.03 p.u.
2.6 MW 0.9 Mvar 2.8 MVA
1
3.1 MW 0.2 Mvar 3.1 MVA 78.6 %
Chuñuño10
Reparticion23
22.39 kV 0.98 p.u.
0.0 MW -1.0 Mvar 1.0 MVA
Natalia Pescadores
Repart.23
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.3 %
-3.0 MW -0.0 Mvar 3.0 MVA 78.6 % -1
Caraveli10
-6.8 MW -2.2 Mvar 7.1 MVA 76.7 %
9.98 kV 1.00 p.u.
Trafo Caravelí 60/10kV 4MVA
0
6.8 MW 2.6 Mvar 7.2 MVA 76.7 % 0
22.42 kV 0.97 p.u.
5.16 km
-2.6 MW -0.9 Mvar 2.8 MVA 57.1 %
Transformador Nuevo en Repartición 138/23kV-5MVA (2021)
Solar Majes23
0
Reparticion10
2.7 MW 1.1 Mvar 2.9 MVA 57.1 %
10.33 kV 1.03 p.u.
55.4 MW 6.7 Mvar 55.8 MVA 41.4 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
0.0 MW -0.3 Mvar 0.3 MVA 0.3 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 76.7 %
138.55 kV 1.00 p.u.
Minera Caravelí
2015 Bc 1Mvar
Caravelí 1..
Caraveli0.23
64.86 MW 10.00 Mvar 0.99
Reparticion138
Sistema Aislado de Caravelí
2.5 MW 0.8 Mvar 2.6 MVA
~ G
0.5 MW 0.2 Mvar 0.6 MVA
Proyecto: Gráfica: Camaná - Majes Fecha:
1/09/2011
Anexo:
S&Z Consultores Asociados
DIgSILENT
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA ALTERNATIVA 2 Sistema Camaná - Majes Minera Caravelí
Minera Caravelí
-4.8 MW -1.6 Mvar 5.0 MVA 24.8 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 % 0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
Majes23
9.7 MW 3.9 Mvar 10.4 MVA 50.9 %
-9.7 MW -3.2 Mvar 10.2 MVA 50.9 %
Majes10
23.30 kV 1.02 p.u.
10.01 kV 1.00 p.u. 4.8 MW 1.6 Mvar 5.0 MVA
8.0 MW 1.2 Mvar 8.0 MVA 39.2 %
-8.0 MW -1.2 Mvar 8.0 MVA 39.2 %
46.42 km
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-7.8 MW -1.4 Mvar 7.9 MVA 22.5 %
2019 Transformador Nuevo Corire 60/13.2kV 7 MVA
61.50 kV 1.02 p.u.
9.7 MW 3.2 Mvar 10.2 MVA
2019 Transformador Corire 60/13.2kV 4 MVA pasa a Reserva
-1
13.47 kV 1.02 p.u.
132.49 kV 0.96 p.u.
-2
1
0.0 MW -4.3 Mvar 4.3 MVA 10.31 kV 1.03 p.u.
6.8 MW 2.2 Mvar 7.1 MVA
0
~ G
G ~ G ~
85.00 km
1
0.8 MW 0.3 Mvar 0.9 MVA
2.7 MW 0.9 Mvar 2.9 MVA
2013 Bc 3Mvar 60.00 km
7.6 MW 2.5 Mvar 8.0 MVA
10.00 kV 1.00 p.u.
Chuñuño0.4
0
Atico10
1
4.0 MW 1.3 Mvar 4.2 MVA
0.0 MW -3.1 Mvar 3.1 MVA
10.18 kV 1.02 p.u. 16.5 MW 0.5 Mvar 16.5 MVA 86.2 % -6
Ocoña 10
Tasa Atico
Sistema Aislado de Ocoña ~ G
~ G
~ G
~ G
Ocoña0.23
-7.6 MW 0.6 Mvar 7.6 MVA 86.2 % 0 3.2 MW 0.2 Mvar 3.2 MVA 9.4 %
5.7 MW -1.3 Mvar 5.9 MVA 16.2 %
Ocoña 60
Ocoña10
61.35 kV 1.02 p.u.
4
-4.7 MW -1.5 Mvar 4.9 MVA 72.9 %
4.7 MW 1.5 Mvar 4.9 MVA
-16.5 MW -0.5 Mvar 16.5 MVA 13.4 %
-8.9 MW 1.1 Mvar 8.9 MVA 86.2 %
3.0 MW 0.1 Mvar 3.0 MVA 76.2 %
0
-5.5 MW 0.8 Mvar 5.6 MVA 16.2 %
131.69 kV 0.95 p.u.
58.98 kV 0.98 p.u.
0
60.13 kV 1.00 p.u.
2011
Trafo Ocoña 138/60/10kV 20/12/9MVA
-3.0 MW -0.1 Mvar 3.0 MVA 8.7 %
4.7 MW 1.8 Mvar 5.1 MVA 72.9 %
Corire13.2
Retirado de Camaná 138/60/10kV 15/10/8MVA pasa a Reserva
L.T.138kV Camaná-Ocoña (AAAC 240mm2)
Chuquibamba60
59.52 kV 0.99 p.u.
Atico0.23
Ocoña138
3.0 MW -0.4 Mvar 3.1 MVA 8.7 %
Corire60
8.0 MW 1.2 Mvar 8.0 MVA 22.5 %
Majes60
~ G
Atico 60
50.00 km
46.42 km
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
~ G
-3.0 MW 0.0 Mvar 3.0 MVA 76.2 %
Chuquibamba23 23.28 kV 1.02 p.u. 3.0 MW 1.0 Mvar 3.1 MVA
-0.0 MW -1.0 Mvar 1.0 MVA
2013 Interconexión de los Sistemas Aislados Ocoña - Atico - Caravelí
La Planchada
4.8 MW 1.7 Mvar 5.1 MVA 24.8 %
~ G
93.2 %
22.94 kV 1.00 p.u.
16.6 MW -2.1 Mvar 16.7 MVA 13.4 %
1.02 kV 1.02 p.u.
Alimentador 4001 - San Gregorio Alimentador 4004 - Costanera 2011 Retirado de Camaná 33/10kV 10MVA pasa a Reserva
Camana23
Camana138
MajesN
~ G
-5.5 MW 1.3 Mvar 5.6 MVA
0
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 89.3 %
-8 -0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
~ G
0.0 MW -3.1 Mvar 3.1 MVA
Trafo Atico 93.2 % 0 60/10kV 5.5 MW Mvar 6MVA -0.8 5.6 MVA
La Planchada
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
4.0 MW 1.3 Mvar 4.2 MVA
10.11 kV 1.01 p.u.
2021 Bc 4Mvar
Natalia Pescadores
134.77 kV 0.98 p.u.
-22.4 MW -6.8 Mvar 23.4 MVA 82.8 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 % 0 7.6 MW 2.6 Mvar 8.1 MVA 89.3 %
2011 Transformador Nuevo Rebobinado Camaná 138/22.9/10kV 12/5/9MVA
Majes138 22.4 MW 9.3 Mvar 24.3 MVA 82.8 %
-31.1 MW 0.8 Mvar 31.1 MVA 29.9 %
55.70 km
31.6 MW -2.7 Mvar 31.7 MVA 29.9 %
31.7 MW -3.1 Mvar 31.8 MVA 30.0 %
-31.6 MW 2.8 Mvar 31.7 MVA 30.0 %
8.30 km -54.1 MW -6.2 Mvar 54.5 MVA 41.3 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
0.0 MW -0.1 Mvar 0.1 MVA 0.1 %
Reparticion Solar 20T
Camana_10
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
2017 Transformador Nuevo Camana 138/10kV 7 MVA
Camana10
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
1.5 MW 0.5 Mvar 1.6 MVA
Sistema Aislado de Atico
Atico 10
-1
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
2015 Bc 3Mvar
1
-7.6 MW -2.5 Mvar 8.0 MVA 89.3 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
2.44 km
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-6.8 MW 2.0 Mvar 7.1 MVA 99.2 %
49.00 km
23.09 kV 1.00 p.u.
134.50 kV 0.97 p.u.
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.1 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
Solar Majes138
0
Solar Reparticion23
L.T.60kV Ocoña-Caravelí (AAAC 120mm2)
0
Alimentador 2701 La Joya
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
-3.1 MW -1.2 Mvar 3.3 MVA 9.4 %
Majes Solar 20T
L.T.60kV Ocoña-Atico (AAAC 120mm2)
6.8 MW 2.2 Mvar 7.1 MVA
6.8 MW -1.3 Mvar 7.0 MVA 99.2 %
138.56 kV 1.00 p.u.
59.53 kV 0.99 p.u.
23.67 kV 1.03 p.u.
2.6 MW 0.9 Mvar 2.8 MVA
3.1 MW 1.2 Mvar 3.3 MVA 83.2 %
Caravelí 6..
Tasa Atico
22.39 kV 0.98 p.u.
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.3 %
Solar Reparticion138
7.80 km
Caraveli10
Reparticion23
-3.0 MW -1.0 Mvar 3.2 MVA 83.2 % -1
Caraveli0.23
7.1 MVA 76.7 %
Repart.23
9.93 kV 0.99 p.u.
Trafo Caravelí 60/10kV 4MVA
22.42 kV 0.97 p.u.
5.16 km
-2.6 MW -0.9 Mvar 2.8 MVA 57.1 %
Transformador 6.8 MW 2.6 Mvar Nuevo en 7.2 MVA 76.7 % 0 Repartición 138/23kV-5MVA -6.8 MW (2021) -2.2 Mvar
Solar Majes23
0
Reparticion10
2.7 MW 1.1 Mvar 2.9 MVA 57.1 %
10.33 kV 1.03 p.u.
55.2 MW 6.9 Mvar 55.6 MVA 41.3 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.0 %
0.0 MW -0.3 Mvar 0.3 MVA 0.3 %
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 76.7 %
138.55 kV 1.00 p.u.
0
Caravelí 1..
Chuñuño10
Reparticion138
Sistema Aislado de Caravelí
2.5 MW 0.8 Mvar 2.6 MVA 0
0.5 MW 0.2 Mvar 0.6 MVA
64.62 MW 10.24 Mvar 0.99
1
Sistema Eléctrico de Camaná-Majes
2018 Bc 1Mvar PowerFactory 14.0.516
Diagrama de Flujo de Potencia Alternativa Nº2 Año 2022 - Operación Normal
Natalia Pescadores
Proyecto: Gráfica: Camaná - Majes Fecha: 1/09/2011 Anexo:
S&Z Consultores Asociados
DIgSILENT
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA ALTERNATIVA 1 Sistema Bella Unión - Chala L.T.60kV Bella Unión-Chala (AAAC 240mm2)
22.50 .. -10.35.. 24.77 .. 45.22 %
0.22 MW 0.07 Mvar 0.23 MVA
60.00 km
25.00 km
9.81 MW -4.39 .. 10.75 .. 73.20 %
Jahuay10
-1
9.77 kV 0.98 p.u.
-9.73 .. 5.05 M.. 10.97 .. 73.20 %
-0.22 MW -0.07 Mvar 0.23 MVA 16.08 %
60.57 kV 1.01 p.u. 11.51 .. -8.36 .. 14.23 .. 56.50 % 0
9.73 MW -5.05 .. 10.97 .. 90.95 %
Bella Unión10
Trafo Chala 60/22.9kV 25MVA 2013
Chala23 23.79 kV 1.04 p.u.
22.35 kV 0.98 p.u.
11.45 MW 0.00 MW 3.76 Mvar -12.84.. 12.05 MVA 12.84 ..
Yauca 23
-8.04 .. 6.91 M.. 10.60 .. 90.95 %
2013
6
22.47 kV 0.98 p.u.
2020
8.04 MW 2.64 Mvar 8.46 MVA
9.83 kV 0.98 p.u. 2.72 MW 0.89 Mvar 2.86 MVA
-11.45.. 9.08 M.. 14.61 .. 56.50 %
20.00 km
-0.00 MW 0.00 Mvar 0.00 MVA 98.74 % -2.72 MW 1.04 Mvar 2.91 MVA 98.74 %
Bella Unión23
0 2.72 MW -0.90 Mvar 2.86 MVA 98.74 % 58.02 kV 0.97 p.u.
Bella Unión60
58.90 kV 0.98 p.u. -8.44 deg
26.90 km
-25.22 MW 11.25 Mvar 27.61 MVA 75.60 %
26.76 MW -8.75 Mvar 28.15 MVA 75.60 %
-26.98 MW 8.67 Mvar 28.34 MVA 76.40 %
29.09 MW -5.27 Mvar 29.56 MVA 76.40 % 61.20 kV 1.02 p.u.
29.09 MW -5.27 Mvar 0.98
Chala 60
23.20 kV 1.01 p.u.
0.22 MW 0.08 Mvar 0.24 MVA 16.08 %
Marcona60
-11.51.. 8.36 M.. 14.23 .. 25.69 %
Jaqui 23
0
36.10 km
Trafo Jaqui 60/22.9kV 15MVA
0.00 MW -1.93 .. 1.93 M..
-0.00 .. -9.55 .. 9.55 M..
Bc 12Mvar 12Mvar 5
1
Bc 10Mvar 10Mvar
Bc 2Mvar 2Mvar
Sistema Eléctrico de Bella Unión-Chala
PowerFactory 14.0.516
Diagrama de Flujo de Potencia Alternativa Nº1 Año 2022 - Operación Normal
Proyecto: Gráfica: Bella Unión-Chala Fecha: 1/09/2011 Anexo:
S&Z Consultores Asociados
DIgSILENT
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA ALTERNATIVA 2 Sistema Bella Unión - Chala
5 -0.00 .. -10.45.. 10.45 .. 8.04 MW 2.64 Mvar 8.46 MVA
-11.45.. 5.73 M.. 12.80 .. 52.56 %
Trafo Chala 60/22.9kV 25MVA
Chala23 22.41 kV 0.98 p.u. 11.45 MW 0.00 MW 3.76 Mvar -9.50 .. 12.05 MVA 9.50 M..
23.52 kV 1.03 p.u.
-4.02 .. 3.91 M.. 5.60 M.. 46.31 %
40.00 km
11.50 .. -5.11 .. 12.59 .. 52.56 % 0
-4.02 .. 3.91 M.. 5.60 M.. 46.31 %
4.89 MW 4.89 MW -3.02 Mvar -3.02 Mvar 5.75 MVA 5.75 MVA 46.31 % 46.31 %
40.00 km
57.53 kV 0.96 p.u.
Bc 10Mvar 10Mvar
2020 L.T.23kV Bella Unión-Yauca AAAC 3x95mm2
Yauca 23
-1.36 MW -0.45 Mvar 1.43 MVA 77.37 % -1.36 MW -0.45 Mvar 1.43 MVA 77.37 %
23.89 kV 1.04 p.u.
-4.89 MW 3.02 Mvar 5.75 MVA 77.37 %
6.25 MW -2.17 Mvar 6.62 MVA 77.37 % 57.02 kV 0.95 p.u.
Bella Unión60
26.90 km
-24.63 MW 8.64 Mvar 26.10 MVA 72.64 %
26.05 MW -6.35 Mvar 26.81 MVA 72.64 %
-26.27 MW 6.27 Mvar 27.01 MVA 73.38 %
28.22 MW -3.15 Mvar 28.39 MVA 73.38 % 61.20 kV 1.02 p.u.
28.22 MW -3.15 Mvar 0.99
0.22 MW 0.08 Mvar 0.24 MVA 16.22 %
-7
6.25 MW -2.17 Mvar 6.62 MVA 77.37 %
0
58.38 kV 0.97 p.u. -7.97 deg
-7
2018
Bella Unión23
-0.22 MW -0.07 Mvar 0.23 MVA 16.22 %
-11.50.. 5.11 M.. 12.59 .. 23.90 %
Chala 60
-4.89 MW 3.02 Mvar 5.75 MVA 77.37 %
9.69 kV 0.97 p.u.
Marcona60
85.00 km
Trafo Nuevo Bella Unión 60/23/10kV 9/9/3MVA
Jahuay10
36.10 km
L.T.60kV Bella Unión-Chala (AAAC 240mm2)
12.12 .. -4.30 .. 12.86 .. 23.90 %
0.22 MW 0.07 Mvar 0.23 MVA
5
Bc 10Mvar 10Mvar
Bella Unión10 10.40 kV 1.04 p.u. 2.72 MW 0.89 Mvar 2.86 MVA
Sistema Eléctrico de Bella-Unión-Chala
PowerFactory 14.0.516
Diagrama de Flujo de Potencia Alternativa Nº2 Año 2022 - Operación Normal
Proyecto: Gráfica: Bella Unión-Chala Fecha: 1/09/2011 Anexo:
S&Z Consultores Asociados
DIgSILENT
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA Sistema Islay - Mollendo
11.60 MW 3.06 Mvar 0.97
Mollendo138 138.00 kV 1.00 p.u. 11.60 MW 3.06 Mvar 12.00 MVA 53.33 % 0
-11.52 MW -2.56 Mvar 11.80 MVA 53.33 %
Base Islay33 31.74 kV 0.96 p.u.
31.18 kV 0.94 p.u. 2.42 MW 0.05 MW 0.89 Mvar 0.02 Mvar 2.58 MVA 0.05 MVA 45.12 % 2 -2.41 MW -0.79 Mvar 2.54 MVA 45.12 %
30.80 kV 0.93 p.u.
-0.09 MW -0.04 Mvar 0.10 MVA 0.72 %
Agua Lima33
10.18 kV 1.02 p.u. 2.41 MW 0.79 Mvar 2.54 MVA
-4.72 MW -1.79 Mvar 5.05 MVA 36.58 %
Mollend o33
31.36 kV 0.95 p.u.
Matarani10
31.25 kV 0.95 p.u.
0.09 MW 0.04 Mvar 0.10 MVA 1.68 % 2
4.72 MW 1.79 Mvar 5.05 MVA 88.85 % -2
-0.08 MW -0.03 Mvar 0.09 MVA 1.68 %
-4.66 MW -1.53 Mvar 4.90 MVA 88.85 %
Agua Lima10
2016 Transformador rotado de La Campiña 33/10kV 6MVA
1.08 MW -0.50 Mvar 1.19 MVA 8.91 %
-3.04 MW 0.61 Mvar 3.10 MVA 23.22 %
La Curva33
14.10 km -1.07 MW 0.46 Mvar 1.17 MVA 8.91 %
Chucarapi33
30.30 kV 0.92 p.u.
30.12 kV 0.91 p.u.
0.90 MW 0.33 Mvar 0.96 MVA 68.73 % -2
1.96 MW -0.11 Mvar 1.96 MVA 60.99 % -2
1.07 MW -0.46 Mvar 1.17 MVA 85.24 % -2
-0.90 MW -0.30 Mvar 0.95 MVA 68.73 %
-1.94 MW 0.20 Mvar 1.95 MVA 60.99 %
-1.06 MW 0.51 Mvar 1.18 MVA 85.24 %
Mejia10 10.20 kV 1.02 p.u. 0.90 MW 0.30 Mvar 0.95 MVA
Mollend o10
10.36 kV 1.04 p.u. 0.05 MW 0.02 Mvar 0.05 MVA
Mejia33
10.70 km
0.24 km
4.68 km
3.10 MW -0.59 Mvar 3.16 MVA 23.22 %
-4.00 MW 0.26 Mvar 4.01 MVA 29.52 %
14.02 km
6.70 km
0.96 km
Matarani33
4.79 MW 4.13 MW 1.83 Mvar -0.21 Mvar 5.12 MVA 4.14 MVA 36.58 % 29.52 %
0.03 km
0.09 MW 0.04 Mvar 0.10 MVA 0.72 %
-2.57 MW -0.95 Mvar 2.74 MVA 19.80 %
3.36 km -2.47 MW -0.91 Mvar 2.63 MVA 19.12 %
2.48 MW 0.91 Mvar 2.64 MVA 19.12 %
2.60 MW 0.94 Mvar 2.77 MVA 19.80 %
La Curva10
Chucarapi10
9.65 kV 0.96 p.u.
9.78 kV 0.98 p.u.
1.94 MW 0.64 Mvar 2.04 MVA
0.00 MW -0.84 .. 0.84 M..
1
1.06 MW 0.35 Mvar 1.12 MVA
0.00 MW -0.86 .. 0.86 M..
1
9.59 kV 0.96 p.u. 0.03 MW 0.01 Mvar 0.03 MVA
4.66 MW 1.53 Mvar 4.90 MVA
2018 Bc 0.9Mvar
0
2016 Transformador Mollendo 33/10kV 4.5MVA pasa a Reserva
Sistema Eléctrico de Islay-Mollendo Diagrama de Flujo de Potencia Año 2022 - Operación Normal PowerFactory 14.0.516
2013 Bc 0.9Mvar
Proyecto: Gráfica: Islay-Mollendo Fecha: 1/09/2011 Anexo:
S&Z Consultores Asociados
DIgSILENT
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA Orcopampa y Valle del Colca 0
G ~
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.6 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.6 %
G ~
G ~
~ G
~ G
~ G
0.48 kV 1.04 p.u. -0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.4 %
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.4 %
5.3 MW 1.2 Mvar 5.4 MVA 21.9 %
67.77 kV 1.03 p.u.
46.87 km
-5.2 MW -1.9 Mvar 5.5 MVA 21.9 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.4 %
10.40 kV 1.04 p.u.
66.28 kV 1.00 p.u. 2.3 MW -0.0 Mvar 2.3 MVA 75.3 %
65.12 kV 0.99 p.u.
0.1 MW 0.2 Mvar 0.2 MVA 9.9 %
14.74 kV 0.98 p.u.
Cotahuasi 23
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.4 %
2.9 MW 1.0 Mvar 3.0 MVA
-0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 0.6 %
Ares0.46 0.47 kV 1.01 p.u.
San Ignacio0.44 0.45 kV 1.03 p.u.
Flujo Carga Balanceada Nodos
Ramas
Tensión Línea-Línea, Magnitud [kV] Potencia Activa [MW Tensión, Magnitud [p.u.] Potencia Reactiva [ Potencia Aparente [
G ~
G ~
-1.5 MW -0.5 Mvar 1.5 MVA 26.8 %
0
Huayllacho15
G ~
3.6 MW 0.2 Mvar 3.6 MVA 40.1 %
G ~
G ~
G ~
G ~
G ~
G ~
22.05 kV 0.96 p.u.
0
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.6 %
-0.1 MW -0.2 Mvar 0.2 MVA 9.9 %
6.2 MW 2.0 Mvar 6.5 MVA
1.5 MW 0.5 Mvar 1.5 MVA 0
0.4 MW 0.7 Mvar 0.8 MVA 97.5 %
-2.8 MW -0.8 Mvar 2.9 MVA 75.9 %
34.44 kV 1.04 p.u.
Sistema Aislado de Cotahuasi
4.22 kV 1.01 p.u. 0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.4 %
Misapuquio33
32.84 kV 1.00 p.u. -3.4 MW -0.1 Mvar 3.4 MVA 40.1 %
21.60 km
Chococo0.4
3.30 kV 1.03 p.u.
2
-3.6 MW -0.2 Mvar 3.6 MVA 72.3 %
19.75 km
~ G
0.48 kV 1.04 p.u.
Ares4.16 0
San Ignacio3.2
San Antonio0.46
0
3.4 MW 0.1 Mvar 3.4 MVA 68.7 %
~ G
0.2 MW 0.3 Mvar 0.4 MVA 50.3 %
-6.2 MW -2.1 Mvar 6.5 MVA 91.9 %
~ G
0.2 MW 0.3 Mvar 0.4 MVA 59.6 %
0.65 kV 0.99 p.u.
2.00 km
0.4 MW 0.7 Mvar 0.8 MVA 93.6 %
3.4 MW -0.2 Mvar 3.4 MVA 25.2 %
-4
Huayllacho0.66
0
~ G
0
2.8 MW 0.8 Mvar 3.0 MVA 75.9 %
0.1 MW 0.2 Mvar 0.2 MVA 54.2 %
3.6 MW 0.3 Mvar 3.6 MVA 72.3 %
Arcata33_B
34.30 kV 1.04 p.u.
-3.3 MW 0.2 Mvar 3.3 MVA 25.2 %
-0.2 MW -0.3 Mvar 0.4 MVA 50.3 %
Arcata33_A
2.9 MW 2.5 Mvar 3.8 MVA 91.9 %
~ G
15.00 kV 1.00 p.u.
138.00 kV 1.00 p.u.
Callalli138
0.1 MW 0.0 Mvar 0.1 MVA
Caylloma15 -0.4 MW -0.6 Mvar 0.7 MVA 93.6 %
-3.4 MW 0.2 Mvar 3.4 MVA 54.2 %
Arcata66
-2.2 MW 0.1 Mvar 2.3 MVA 75.3 %
-3.4 MW 0.0 Mvar 3.4 MVA 68.7 % 0
-2.9 MW -2.5 Mvar 3.8 MVA 15.4 %
0
33.74 kV 1.02 p.u.
4.2 MW 1.4 Mvar 4.4 MVA
Arcata33
24.52 kV 1.02 p.u.
3.3 MW -0.2 Mvar 3.3 MVA 91.9 %
Callalli23
0.66 kV 1.00 p.u.
3.4 MW -0.1 Mvar 3.4 MVA 54.2 %
Caylloma66
~ G 1.8 MW 0.2 Mvar 1.8 MVA 78.6 %
Misap uquio0.66
Arcata10
2.9 MW 1.9 Mvar 3.5 MVA 15.4 %
~ G 1.8 MW 0.2 Mvar 1.8 MVA 78.6 %
0 0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.4 %
Cotahuasi23
-4.2 MW -1.4 Mvar 4.4 MVA 61.3 %
Callalli66
25.9 MW 3.6 Mvar 1.0
9.4 MW 3.2 Mvar 10.0 MVA 61.3 % 0
-5.3 MW -1.2 Mvar 5.4 MVA 61.3 %
0
60.00 km
~ G
Arcata0.46
2.44 kV 1.02 p.u.
Huancarama2.4
0 1.8 MW 0.6 Mvar 1.9 MVA 22.36 kV 1.02 p.u.
Huancarama22
-0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.6 %
0.0 MW 0.0 Mvar 0.0 MVA 0.6 %
0
3.3 MW 1.3 Mvar 3.6 MVA 43.3 % 64.05 kV 0.97 p.u.
Huancarama66
21.37 kV 0.98 p.u.
-3.3 MW -1.1 Mvar 3.5 MVA 43.3 %
-3.3 MW -1.3 Mvar 3.6 MVA 14.7 %
12.8 MW 4.2 Mvar 13.5 MVA
Ares66
Ares22
25.47 km
64.55 kV 0.98 p.u.
0.0 MW -0.0 Mvar 0.0 MVA 72.8 %
3.4 MW 0.9 Mvar 3.5 MVA 14.7 %
-16.2 MW -5.2 Mvar 17.0 MVA 72.8 %
16.2 MW 6.5 Mvar 17.5 MVA 72.8 % 2 135.12 kV 0.98 p.u.
Ares138
103.50 km
-16.2 MW -6.5 Mvar 17.5 MVA 14.9 %
16.4 MW 0.3 Mvar 16.4 MVA 14.9 %
1.5 MW 0.5 Mvar 1.6 MVA 26.8 %
10.00 km
Sistema Orcopampa - Valle de Colca Diagrama de Flujo de Potencia Año 2022 - Operación Normal PowerFactory 14.0.516
Proyecto: Gráfica: Orcopampa-Valle Fecha: 21/09/2011 Anexo: S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 EQUIPAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 1 Año 2011
2012
2013
2019
Cambios en el Sistema LT ST 33 kV Jesús - Porongoche, 4,03 km, AAAC, 185 mm2 (Tramo 1) LT ST subterránea 33 kV Porongoche-Lambramani, 0,06 km, cable N2SXY, 240 mm2 (Tr. 2) LT ST subterránea 33 kV Challapampa - Real Plaza, 1,3 km, cable N2XSY, 120 mm2 LT ST 33 kV Porongoche - Lambramani, 0,9 km, AAAC, 185 mm2 (Tramo 1) LT ST subterránea 33 kV Porongoche-Lambramani, 0,56 km, cable N2SXY, 120 mm2 (Tr. 2) LT ST 138 kV Socabaya - Parque Industrial, 9,6 km, AAAC 375 mm2 LT ST 138 kV Socabaya - Parque Industrial, 11,9 km, AAAC 375 mm2 LT ST 138 kV Socabaya - Tiabaya, 10,9 km, AAAC 330 mm2 LT ST subterránea 33 kV Parque Industrial Challapampa, 5,7 km, cable XLPE, 250 mm2
Año 2011
2012
2013
2019
Cambios en el Sistema LT ST 33 kV Jesús - Porongoche, 4,03 km, AAAC , 185 mm2 (Tramo 1) LT ST subterránea 33 kV Porongoche - Lambramani, 0,06 km, cable N2SXY, 240 mm2 (Tr. 2) LT ST Subterránea 33 kV Challapampa - Real Plaza, 1,3 km, cable N2XSY, 120 mm2 LT ST 33 kV Porongoche - Lambramani, 0,9 km, AAAC, 185 mm2 (Tramo 1) LT ST subterránea 33 kV Porongoche - Lambramani, 0,56 km, cable N2SXY, 120 mm2 (Tr. 2) LT ST 138 kV Socabaya - Parque Industrial, 9,6 km, AAAC 375 mm2 LT ST 138 kV Socabaya - Parque Industrial, 11,9 km, AAAC 375 mm2 LT ST 138 kV Socabaya - Tiabaya, 10,9 km, AAAC 330 mm2 LT ST Subterránea 33 kV Parque Industrial Challapampa, 5,7 km, cable XLPE, 250 mm2
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 ALTERNATIVA 1: EQUIPAMIENTO PROGRESIVO DE SUBESTACIONES SET
Año 2012
Cambios en la SET Banco de capacitores variable de 15 MVAR y celdas. Sólo opera este año 2 Celdas Línea 138 kV (Líneas a Socabaya)
PARQUE INDUSTRIAL
2013
Transformador de 138/33 kV, 80 MVA y celdas en 138 kV y 33kV Transformador de Potencia de 138/33 kV y 80 MVA (Reserva del Sistema)
2017
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 50 MVA y celdas en 33 kV y 10 kV Transformador de Potencia de 33/10 kV y 50 MVA (Reserva del Sistema)
2020
Transformador de Potencia de 138/33 kV, 80 MVA y celdas en 138 kV y 333 kV
CHILINA
2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV
CHALLAPAMPA
2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV
SOCABAYA
2013
2 Celdas Línea 138 kV (Líneas a P.Industrial)
2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV
1 Celda Línea 33 kV (Línea a Tiabaya)
JESÚS
2014
Transformador de Potencia de 138/33, 80 MVA (PI) y celdas en 138 y 33 kV 2 Celdas de Línea 138 kV (PI)
PAUCARPATA
CONO NORTE
2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 10/12.5 MVA y celdas en 33 y 10 kV
2017
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV (de P.Industrial)
2015
Banco de capacitores variable de 3 MVAR y celda en 10 kV
2017
Banco de capacitores variable de 3 MVAR adicionales.
2022
Banco de capacitores variable de 3 MVAR adicionales. Transformador de Potencia de 33/10 kV, 10 MVA y celdas en 33 y 10 kV (de Paucarpata)
TIABAYA (Nueva)
2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 (línea - transf.) y 10 kV 5 Celdas Alimentadores 10 kV Celda de Línea 33 kV (a Challapampa)
PORONGOCHE (Nueva)
2011
Celda de Línea 33 kV (a Lambramani) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV (Metal Clad) 6 Celdas Alimentador 10 kV (Metal Clad)
2012
REAL PLAZA (Nueva)
2012
Celda de Línea 33 kV (a Real Plaza) Celda de Línea 33 kV (a Jesús) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 12 MVA y celdas en 33 y 10 kV (Metal Clad) 4 Celdas Alimentador 10 kV (Metal Clad)
LAMBRAMANI (Nueva)
2012
Celda de Línea 33 kV (a Porongoche) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 12 MVA y celdas en 33 y 10 kV (Metal Clad) 3 Celdas Alimentador 10 kV (Metal Clad)
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 ALTERNATIVA 1: EQUIPAMIENTO PROGRESIVO DE SUBESTACIONES SET
Año 2012 2013
PARQUE INDUSTRIAL
CHILINA CHALLAPAMPA SOCABAYA
2018 2013 2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV
2013
2 Celdas Línea 138 kV (Líneas a P.Industrial) 1 Celda Línea 33 kV (Línea a Tiabaya) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV Transformador de Potencia de 138/33, 80 MVA (PI) y celdas en 138 y 33 kV 2 Celdas de Línea 138 kV (PI) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 10/12.5 MVA y celdas en 33 y 10 kV Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV (de P.Industrial) Banco de capacitores variable de 3 MVAR y celda en 10 kV Banco de capacitores variable de 3 MVAR adicionales. Banco de capacitores variable de 3 MVAR adicionales. Transformador de Potencia de 33/10 kV, 10 MVA y celdas en 33 y 10 kV (de Paucarpata)
2013
JESÚS PAUCARPATA
CONO NORTE
2014 2013 2017 2015 2017 2022
TIABAYA (Nueva)
Cambios en la SET Banco de capacitores variable de 15 MVAR y celdas. Sólo opera este año 2 Celdas Línea 138 kV (Líneas a Socabaya) Transformador de 138/33/10 kV, 100/50/50 MVA y celdas en 138 , 33 y 10 kV Metal Clad Transformador de Potencia de 138/33 kV y 80 MVA (Reserva del Sistema) Transformador de 138/33/10 kV, 100/50/50 MVA y celdas en 138 , 33 y 10 kV Metal Clad Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV
2013
Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 (línea - transf.) y 10 kV 5 Celdas Alimentadores 10 kV Celda de Línea 33 kV (a Challapampa)
PORONGOCHE (Nueva)
REAL PLAZA (Nueva) LAMBRAMANI (Nueva)
2011
Celda de Línea 33 kV (a Lambramani) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 20/25 MVA y celdas en 33 y 10 kV (Metal Clad) 6 Celdas Alimentador 10 kV (Metal Clad)
2012
2012
Celda de Línea 33 kV (a Jesús) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 12 MVA y celdas en 33 y 10 kV (Metal Clad) 4 Celdas Alimentador 10 kV (Metal Clad) Celda de Línea 33 kV (a Porongoche) Transformador de Potencia de 33/10 kV, 12 MVA y celdas en 33 y 10 kV (Metal Clad) 3 Celdas Alimentador 10 kV (Metal Clad)
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
VI. VALORIZACIÓN Y EVALUACIÓN ECONÓMICA COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS Se han desarrollado comparación de alternativas en los siguientes sistemas: • Sistema Arequipa • Sistema Camaná, Chuquibamba, Majes - Siguas y Valle de Majes • Sistema Bella Unión - Chala Criterios: Inversión y COyM de Transmisión del 2011 al 2022 Pérdidas de Transmisión del 2011 al 2022 Tasa de Descuento: 12% Valor de comparación: Valor Presente
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
Alternativas en Sistema AREQUIPA Valor Presente SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:
AREQUIPA
PROYECTO(1) Costos de Explotación Nombre
Descripción
Transmisión
OYM
(4)
PERDIDAS
Alternativa(2) Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa Seleccionada :
Costo Total US$
Transformador de SE Parque Industrial de 2 devanados en Cascada
21,921,394.87
4,237,238.92
6,357,968.79
32,516,602.58
Transformador de SE Parque Industrial de 3 devanados
23,699,980.01
4,409,579.99
6,142,710.27
34,252,270.27
Transformador de SE Parque Industrial de 2 devanados en Cascada
32,516,602.58
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
Alternativas en Sistema CAMANÁ - CHUQUIBAMBA – MAJES Valor Presente SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: PROYECTO(1)
CAMANÁ - CHUQUIBAMBA - MAJES
Costos de Explotación Nombre
Descripción
Transmisión
OYM
PERDIDAS
(4)
Alternativa(2)
Costo Total US$
Alternativa 1
L.T.60kV Ocoña-Atico y Atico-Caraveli
10,645,596.06
2,204,886.94
2,184,917.10
15,035,400.11
Alternativa 2
L.T.60kV Ocoña-Caraveli y Ocoña-Atico
11,384,632.52
2,353,723.03
1,951,738.59
15,690,094.15
Alternativa Seleccionada :
L.T.60kV Ocoña-Atico y Atico-Caraveli
15,035,400.11
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
Alternativas en Sistema BELLA UNIÓN – CHALA Valor Presente SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: PROYECTO(1)
BELLA UNIÓN - CHALA
Costos de Explotación Nombre
Descripción
Transmisión
OYM
PERDIDAS
(4)
Alternativa(2)
Costo Total US$
Alternativa 1
Líneas SE Bella Unión - SE Jaqui y SE Jaqui - SE Chala
5,080,211.61
1,069,938.03
3,091,769.85
9,241,919.49
Alternativa 2
Línea SE Bella Unión - SE Chala
4,208,236.04
855,167.49
3,195,314.56
8,258,718.09
Alternativa Seleccionada :
Línea SE Bella Unión - SE Chala
8,258,718.09
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017
VII. PLAN DE INVERSIONES (Periodo 2011 – 2013) Sistema Arequipa
Año 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012
Mes 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Día 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Línea a Porongoche Celda de Línea a Jesùs Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF Ln Jesus AT/MT - Porongoche - Tramo 1 Ln Jesus AT/MT - Porongoche - Tramo 2 Celda de Línea a Porongoche Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 12 MVA ONAF Celda de Línea a Porongoche Celda de Línea a Real Plaza Celda Compensador Compensador (15 MVAR) Celda de Línea a Real Plaza Celda de Línea a Challapampa Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 12 MVA Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Ln Challapampa - Plaza Vea Ln Porongoche - Lambramani - Tramo 1 Ln Porongoche - Lambramani - Tramo 2
Instalación SET AT/MT JESUS SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE Ln Jesus AT/MT - Porongoche - Tramo 1 Ln Jesus AT/MT - Porongoche - Tramo 2 SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT LAMBRAMANI SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PORONGOCHE SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT REAL PLAZA SET AT/MT CHILINA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA Ln Challapampa - Plaza Vea Ln Porongoche - Lambramani - Tramo 1 Ln Porongoche - Lambramani - Tramo 2
Tensión KV 33 33 33 10 10 10 10 10 10 10 60 33 60 33 33 10 10 10 10 60 33 33 10 10 33 33 33 10 10 10 10 10 33 10 10 10 60 33 60
TOTAL INVERSION US$ 111,238.65 202,841.96 172,324.49 118,573.88 94,067.88 94,067.88 94,067.88 94,067.88 94,067.88 94,067.88 1,590,963.71 146,222.37 46,821.12 259,915.11 220,811.02 151,936.73 120,535.54 120,535.54 120,535.54 1,501,903.01 202,841.96 202,841.96 45,712.40 91,505.12 113,815.80 296,105.23 251,556.36 173,092.13 137,318.69 137,318.69 137,318.69 137,318.69 1,042,454.21 45,766.70 45,766.70 45,766.70 966,150.00 32,695.69 416,187.69 S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 Sistema Camaná– Chuquibamba - Majes Año 2011 2012 2012
Mes 10 10 10
Día
Titular
30 SEAL 30 SEAL 30 SEAL
Nombre Elemento Transformador de Potencia 12/5/9 MVA Celda de Línea 138 kV a SE Repartición Celda de Línea 138 kV a SE Camaná
Instalación SET MAT/AT CAMANÁ SET MAT/AT MAJES SET MAT/AT MAJES
Tensión KV 138 138 138
TOTAL INVERSION US$ 809,087.85 317,489.85 317,489.85
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 (Periodo 2013 – 2017) Sistema Arequipa Año
2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013
Mes 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Día 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Línea a Tiabaya Celda de Línea a Parque Industrial MAT/AT Celda de Línea a Parque Industrial MAT/AT Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF Celda de Transformador (Trafo 33/10 kV) Celda de Transformador (Trafo 33/10 kV) Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF Celda de Transformador Celda de Transformador Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF Celda de Línea a Socabaya Celda de Línea a Socabaya Celda de Transformador (de trafo de 80 MVA) Celda de Transformador (de trafo de 80 MVA) Transformador de Potencia de 138/33 kV, 80 MVA Celda de Transformador Celda de Transformador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF Celda de Transformador Celda de Línea - Transformador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Transformador de Potencia 33/10 kV, 25 MVA ONAF Ln Socabaya - Pque. Ind. - Tramo 1 Ln Socabaya - Pque. Ind. - Tramo 2A Ln Socabaya - Pque. Ind. - Tramo 2B Ln Socabaya - Tiabaya Ln Parque Industrial MAT/AT- Parque Industrial AT/MT
Instalación
Tensión KV
SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET MAT/AT/MT SOCABAYA SET AT/MT JESUS SET AT/MT JESUS SET AT/MT JESUS SET AT/MT JESUS SET AT/MT CHILINA SET AT/MT CHILINA SET AT/MT CHILINA SET MAT/AT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT PARQUE INDUSTRIAL SET MAT/AT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA SET AT/MT TIABAYA Ln Socabaya - Pque. Ind. - Tramo 1 Ln Socabaya - Pque. Ind. - Tramo 2A Ln Socabaya - Pque. Ind. - Tramo 2B Ln Socabaya - Tiabaya Ln Parque Industrial MAT/AT- Parque Industrial AT/MT
33 138 138 33 10 10 60 33 10 10 60 33 10 60 138 138 138 33 138 33 10 10 60 10 33 10 10 10 10 10 60 138 138 138 33 60
TOTAL INVERSION US$ 114,223.17 371,232.61 371,232.61 95,079.58 59,237.37 46,994.61 794,816.73 92,595.26 57,689.56 45,766.70 774,049.08 92,595.26 57,689.56 774,049.08 377,654.26 377,654.26 235,146.18 102,404.32 2,263,819.13 92,595.26 57,689.56 45,766.70 774,049.08 77,371.15 136,493.79 61,380.64 61,380.64 61,380.64 61,380.64 61,380.64 1,038,126.53 777,817.57 528,256.20 761,907.98 395,981.09 18,579.81
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 Sistema Arequipa (Continuación) Año 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016
Mes 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Día 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda de Línea (para el PI) Celda de Línea (para el PI) Celda de Transformador (Trafo 138/33 kV) Celda de Transformador (Trafo 138/33 kV) Transformador de Potencia de 138/33 kV, 80 MVA ONAF Celda Compensador Compensador (entran los primeros 3 MVAR) Ln Jesus MAT/AT- Jesus AT/MT Celda de Alimentador Celda de Alimentador
Instalación SET AT/MT CHILINA SET AT/MT CHALLAPAMPA SET AT/MT JESUS SET MAT/AT JESUS SET MAT/AT JESUS SET MAT/AT JESUS SET MAT/AT JESUS SET MAT/AT JESUS SET AT/MT CONO NORTE SET AT/MT CONO NORTE Ln Jesus MAT/AT- Jesus AT/MT SET AT/MT SAN LAZARO SET AT/MT PAUCARPATA
Tensión KV 10 10 10 138 138 138 33 138 10 10 60 10 10
TOTAL INVERSION US$ 45,766.70 45,766.70 45,766.70 412,061.04 412,061.04 256,569.54 123,401.08 2,470,067.90 57,689.56 48,715.62 55,739.42 45,766.70 45,766.70
Sistema Islay Año 2013 2013 2018
Mes 10 10 10
Día
Titular
30 SEAL 30 SEAL 30 SEAL
Nombre Elemento Celda Compensador Compensador Capacitivo Celda Compensador
Instalación SET AT/MT CHUCARAPI SET AT/MT CHUCARAPI SET AT/MT LA CURVA
Tensión KV 10 10 10
TOTAL INVERSION US$ 29,884.76 29,142.94 29,884.76
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 Sistema Bella Unión - Chala Año 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2015 2016
Mes 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Día 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Titular SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL SEAL
Nombre Elemento Celda de Línea Celda de Línea Celda de Transformador (por baja celda LT) Celda de Línea Celda de Línea - Transformador 60kV a SE Bella Unión Celda de Alimentador Celda de Alimentador Celda Compensador Transformador de Potencia 60/22.9 Kv 25 MVA Compensador Capacitivo variable 2 MVAR Celda Compensador Compensador Capacitivo variable 2 MVAR Ln Bella Unión - Chala Compensador Capacitivo variable 2 MVAR Compensador Capacitivo variable 2 MVAR Compensador Capacitivo variable 2 MVAR
Instalación SET AT/MT BELLA UNIÓN SET AT/MT BELLA UNIÓN SET AT/MT BELLA UNIÓN SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA SET MT YAUCA SET MT YAUCA Ln Bella Unión - Chala SET MT YAUCA SET AT/MT CHALA SET AT/MT CHALA
Tensión KV 60 60 60 23 60 23 23 23 60 23 23 23 60 23 23 23
TOTAL INVERSION US$ 168,545.66 168,545.66 132,113.96 98,183.19 203,098.80 68,276.14 68,276.14 67,819.86 921,839.08 51,063.99 54,481.67 41,021.18 3,233,123.75 41,021.18 48,121.47 48,121.47
S&Z Consultores Asociados
ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 - 2017 Resumen de Valorizaciones SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :
Titular AÑO 2011 2012 2013 2013 2013 2014 2015 2016 2017
TOTAL SEAL
SEAL MES 10 10 04 05 10 10 10 10 04
INVERSION MAT
MAT/AT
0.00 634 979.70 0.00 0.00 6 282 906.60 824 122.08 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 4 347 947.80 2 850 038.51 0.00 0.00 0.00
SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :
Titular AÑO 2011 2012 2013 2013 2013 2014 2015 2016 2017
AT/MT 3 255 357.24 4 527 152.46 0.00 0.00 9 328 878.06 178 321.28 154 526.66 139 654.87 0.00
TOTAL 3 762 481.34 7 652 685.60 0.00 0.00 29 491 487.47 3 852 481.88 210 266.08 139 654.87 0.00
AT/MT 114 436.35 163 900.68 0.00 0.00 317 845.77 7 672.93 6 552.26 5 886.00 0.00
TOTAL 130 613.61 262 081.24 0.00 0.00 968 115.37 116 356.83 8 330.35 5 886.00 0.00
TOTAL SEAL
SEAL MES 10 10 04 05 10 10 10 10 04
AT 507 124.10 2 490 553.44 0.00 0.00 9 531 755.00 0.00 55 739.42 0.00 0.00
COYM MAT 0.00 18 731.90 0.00 0.00 198 156.47 24 311.60 0.00 0.00 0.00
MAT/AT 0.00 0.00 0.00 0.00 136 346.29 84 372.30 0.00 0.00 0.00
AT 16 177.26 79 448.65 0.00 0.00 315 766.85 0.00 1 778.09 0.00 0.00
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 RELACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AÑO DE INGRESO 2011 2012
2013
2019 2020
CARACTERÍSTICAS DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN Línea de Transmisión simple terna 33 kV Jesús - Porongoche de 4,03 km, con conductor AAAC Línea de Transmisión simple terna subterránea 33 kV Porongoche - Lambramani de 0,06 km, Línea de Transmisión simple terna Subterránea 33 kV Challapampa - Real Plaza de 1,3 km, con Línea de Transmisión simple terna 33 kV Porongoche - Lambramani de 0,9 km, con conductor Línea de Transmisión simple terna subterránea 33 kV Porongoche - Lambramani de 0,56 km, Línea de Transmisión simple terna 138 kV Camaná - Ocoña de 50 km, con conductor AAAC de Línea de Transmisión simple terna 60 kV Ocoña - Aticode 60 km, con conductor AAAC de 120 Línea de Transmisión simple terna 60 kV Atico - Caravelí de 60 km, con conductor AAAC de 120 Línea de Transmisión simple terna 60 kV Bella Unión - Chala de 85 km, con conductor AAAC de Línea de Transmisión simple terna 138 kV Socabaya - Parque Industrial de 9,6 km, con Línea de Transmisión simple terna 138 kV Socabaya - Parque Industrial de 11,9 km, con Línea de Transmisión simple terna 138 kV Socabaya - Tiabaya de 10,9 km, con conductor AAAC Línea de Transmisión simple terna Subterránea 33 kV Parque Industrial - Challapampa de 5,7 Línea de Distribución simple terna 22,9 kV Bella Unión - Yauca de 40 km, con conductor AAAC
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ESTUDIO PARA DETERMINAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN Y LOS PEAJES DE COMPENSACIÓN EN LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN SEAL 2013 – 2017 TRANSFORMADORES NUEVOS O ROTADOS AÑO DE INGRESO SUBESTACIÓN CARACTERÍSTICAS DEL TRANSFORMADOR
2011
2012
2013
2014 2016 2017
2019 2020 2021
La Campiña San Luis Porongoche
33/10 kV; 6 MVA 33/10 kV; 6 MVA 33/10 kV; 25 MVA 138/60/10 kV; 15/10/8 MVA Camaná 138/22,9/10 kV; 12/5/9 MVA Lambramani 33/10 kV; 12 MVA Real Plaza 33/10 kV; 12 MVA Parque Industrial 138/33 kV; 80 MVA Atico 60/10 kV; 6 MVA Caravelí 60/10 kV; 4 MVA Ocoña 138/60/10 kV; 20/12/9 MVA Challapampa 33/10 kV; 25 MVA Jesús 33/10 kV; 25 MVA 33/10 kV; 12,5 MVA Socabaya 33/10 kV; 25 MVA 33/10 kV; 10 MVA Paucarpata 33/10 kV; 12,5 MVA Majes 22,9/10 kV; 7 MVA 33/10 kV; 4,5 MVA Mollendo 33/10 kV; 6 MVA 33/10 kV; 25 MVA Parque Industrial 33/10 kV; 50 MVA Paucarpata 33/10 kV; 25 MVA 60/13,2 kV; 4 MVA Corire 60/13,2 kV; 7 MVA Parque Industrial 138/33 kV; 80 MVA Repartición 138/22,9 kV; 5 MVA
COMENTARIOS Se desactiva la SET y el Transformador pasa a reserva Se desactiva la SET y el Transformador pasa a reserva Nueva Subestación y nuevo Transformador Pasa a Reserva Transformador rebobinado Nueva Subestación y nuevo Transformador Nueva Subestación y nuevo Transformador Nuevo Transformador Nueva Subestación y nuevo Transformador Nueva Subestación y nuevo Transformador Nueva Subestación y nuevo Transformador Nuevo Transformador Nuevo Transformador Pasa a Reserva Nuevo Transformador Pasa a Reserva Nuevo Transformador Nuevo Transformador Pasa a Reserva Transformador rotado de SET San Luis Pasa a reserva Nuevo Transformador Transformador rotado de SET Parque Industrial Pasa a reserva Nuevo Transformador Nuevo Transformador Nuevo Transformador S&Z Consultores Asociados