Electro Dunas

ESTUDIO TCNICO ECONMICO DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIN

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Aprobacin de los Planes de Inversin en Transmisin perodo 2013-2017

Ph.D. Ing. Manfred F. BedriPh.D. Ing. Manfred F. Bedriana Aronsana Arons

OBJETIVOOBJETIVO

El estudio materia del presente informe tiene como principal objetivo el desarrollo del Planeamiento Elctrico del Sistemas de Transmisin de ELECTRODUNAS S.A.A.

El estudio tiene las siguientes partes principales:

Proyeccin de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de clculo de las tarifas de los

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Proyeccin de la Demanda como una de las principales actividades o componentes que integran el proceso de clculo de las tarifas de los sistemas de transmisin.

Estudio tcnico econmico que sustenten la propuesta de Plan de Obras e Inversiones en los sistemas de transmisin de ELECTRODUNAS, para el periodo 2013-2017.

MARCO NORMATIVOMARCO NORMATIVOEl Estudio de Planeamiento de los Sistemas Elctricos de Transmisin de ELECTRODUNAS S.A.A., ha sido desarrollado dentro del marco de la modificacin de la Norma: Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin (Resolucin OSINERGMIN N 0050-2011-OS/CD).

Esta modificacin permite la reevaluacin de los proyectos de inversin que fueron realizados y no aprobados hasta el 2013 .

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Disposiciones Transitorias (Resolucin N 0050-2011-OS/CD) nica.- Las instalaciones que sin estar consideradas en el Plan de Inversiones aprobado para el perodo 2009-2013, fueron puestas en operacin comercial para atender el surgimiento de significativas demandas no previstas durante el proceso de aprobacin de dicho Plan, excepcionalmente y por nica vez, podrn justificarse tcnica y econmicamente como parte del estudio que sustente la propuesta del nuevo Plan de Inversiones correspondiente al perodo 2013-2017, a fin de que OSINERGMIN evale la procedencia de su inclusin en el clculo del Peaje a partir de la siguiente fijacin de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT.

ORGANIZACINORGANIZACINELECTRODUNAS es una empresa peruana que realiza actividades propias del servicio pblico de electricidad, distribuyendo y comercializando energa elctrica, en un rea de concesin cubriendo las regiones de Ica, parte de Ayacucho y Huancavelica; atendiendo ms de 173 mil clientes y por ello ha dividido geogrficamente el rea en los siguientes Sistemas Elctricos:

Ica

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Ica Pisco Nasca Chincha Huaytar Chocorvos.

SISTEMAS ELCTRICOSSISTEMAS ELCTRICOSELECTRODUNAS est ubicado en el rea de demanda 8 y 5 (Sistema Elctrico Huaytar Chocorvos), otras empresas comparten rea de demanda:

ESTRUCTURA SICOM

Agrupacin GART

Cdigo Nombre Sector Tpico Interconexin Empresa

SE0053 Chavia ST5 SEIN Electro Dunas

SE0043 Chincha ST2 SEIN Electro Dunas

SE1043 Chincha Baja Densidad ST3 SEIN Electro Dunas

SR0040 Chincha Rural SER SEIN Electro Dunas

SE0047 Coracora ST3 SEIN Electro Dunas

Sistema Elctrico de Distribucin (SE)

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SE0047 Coracora ST3 SEIN Electro Dunas

SE0051 Huaytar-Chocorvos ST5 SEIN Electro Dunas

SE0044 Ica ST2 SEIN Electro Dunas

SE1044 Ica Baja Densidad ST3 SEIN Electro Dunas

SE0054 Incuyo ST5 SEIN Electro Dunas

SR0041 Nasca Rural SER SEIN Electro Dunas

SE0045 Nasca-Palpa-Puquio ST3 SEIN Electro Dunas

SE0246 Palpa Rural ST4 SEIN Electro Dunas

SE0049 Pausa ST4 SEIN Electro Dunas

SE0046 Pisco ST2 SEIN Electro Dunas

SE1046 Pisco Urbano Rural ST4 SEIN Electro Dunas

SE0247 Puquio Rural ST5 SEIN Electro Dunas

SE0056 Tambo Quemado ST5 SEIN Electro Dunas

SE0248 Bella Unin-Chala ST4 SEIN Seal

SE0001 Villacur STE SEIN Coelvisa

SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN Conenhua

SE0061 Huancavelica Ciudad ST3 SEIN Electrocentro

SR0084 Huancavelica Rural SER SER SEIN Electrocentro

CLIENTES LIBRES CLIENTES LIBRES Clasificacin de clientes libres que son usuarios mayores (Mxima Demanda mayor que 2.5 MW) usando la base de datos SICLI - ao 2010.

SICOM SICLI

Solo instalaciones de las empresas incorporadas al estudio, ubicadas en las reas de demanda 8 y 5.

Departamento Empresa Cdigo Nombre Sector Tpico Interconexin Cdigo Nombre E.Activa 2010 (kW.h) MD 2010 (kW)

ICA Celepsa SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0205 SACOS PISCO 4989761 1351

ICA Egenor _ _ _ SEIN CL0290 CREDISA PISCO 22728541 2991

ICA Electro Dunas SE0043 Chincha ST2 SEIN CL0039 CENTINELA 1032911 1338

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0024 AUSTRAL GROUP (ICA) 1982194 2805

Sistema Elctrico de Distribucin (SE) Cliente Libre

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ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0024 AUSTRAL GROUP (ICA) 1982194 2805

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0103 EPESCA 1344058 2005

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0124 GRUPO SINDICATO PESQUERO DEL PER 2 2525707 3597

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0187 PESQUERA DIAMANTE 2044131 2459

ICA Electro Dunas SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0346 TECNOLGICA DE ALIMENTOS 2 1698151 2331

ICA Kallpa _ _ _ SEIN CL0323 MINSUR 647045 3272

ICA Kallpa SE0043 Chincha ST2 SEIN CL0177 PAPELERA DEL SUR 27111225 3931

ICA Shougesa _ _ _ SEIN CL0368 SHOUGANG HIERRO PER (JAHUAY) (13) 1859003 276

ICA Shougesa _ _ _ SEIN CL0409 SHOUGANG HIERRO PERU (MINA) 22673611 9617

ICA Termoselva SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0342 COTTONSUR 1 (OLPISA) 2891982 707

ICA Termoselva SE0046 Pisco ST2 SEIN CL0359 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) 15331850 2394

HUANCAVELICA Conenhua SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN CL0410 COMPAA DE MINAS BUENAVENTURA 31274358 5990

HUANCAVELICA Minera Corona SE0075 Huancavelica Rural ST5 SEIN CL0411 COMPAA MINERA CAUDALOSA 10562012 2775

HUANCAVELICA Electro Dunas SE0246 Palpa Rural ST4 SEIN CL0347 CONSORCIO ENERGTICO HUANCAVELICA 8563300 2070

HUANCAVELICA Electroper _ _ _ SEIN CL0073 CONENHUA 18166376 5636

HUANCAVELICA Electroper SE0051 Huaytar-Chocorvos ST5 SEIN CL0035 MINERA CASTROVIRREYNA 11632054 2438

ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIN DE ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIN DE DEMANDADEMANDA

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DEMANDADEMANDA

MODELOMODELO ECONOMTRICOECONOMTRICODatos de entrada:- Series de ventas energa en MT y BT- Series de poblacin- Series de PBI- Series de Precio medio de

energa - Series de nmero de clientes

Inicio

Procesamiento de la informacin de

entrada

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Aplicacin de las ecuaciones de

pronstico con tres, dos y una variable

Seleccin de las ecuaciones de

pronstico aceptables aplicando pruebas estadsticas t y F

Proyeccin de ventas globales en MT y BT y

clculo de tasas de crecimiento

Fin

MODELO DE SERIES DE TIEMPO MODELO DE SERIES DE TIEMPO (TENDENCIAS)(TENDENCIAS)

Datos de entrada:Series de Ventas de energa en MT y BT

Inicio

Clculos de ajuste de curvas:

- Lineal

- A curva exponencial- A curva polinmica

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- A curva logartmica- A curva potencial

Seleccin de curvas con mejor bondad de ajuste empleando el coeficiente R2 como

criterio base

Proyeccin de ventas y clculo de tasas de crecimiento estimadas

Fin

PRUEBAS ESTADSTICAS DE LOS PRUEBAS ESTADSTICAS DE LOS RESULTADOSRESULTADOS

a. Prueba de significancia global

Se ha empleado la prueba F, con el fin de establecer si existe una relacin significativa entre la variable dependiente y el conjunto de todas las variables independientes que forman parte del modelo.

b. Prueba de significancia individual

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b. Prueba de significancia individual

Se ha empleado la prueba t, con el fin de determinar si las variables independientes seleccionadas son estadsticamente significativas.

c. Bondad de ajuste de los resultados

Para evaluar la bondad de ajuste de los resultados se ha empleado, el Coeficiente de Determinacin (R2), que permite reconocer la proporcin de la variacin de la variable dependiente que es explicada por las variables independientes.

AJUSTE FINAL DE LA PROYECCINAJUSTE FINAL DE LA PROYECCINInicio

Proyeccin de ventas y clculo de tasas

aplicando el mtodo economtrico

Ventas y tasas proyectadas

Ajuste final de la

Proyeccin de ventas y clculo de tasas

aplicando el mtodo de tendencias

Ventas y tasas proyectadas

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Ajuste final de la proyeccin

Fin

Proyeccin final de ventas en MT y BT

Inclusin de cargas especiales

Proyeccin final de ventas totales

ESQUEMA DE PROYECCINESQUEMA DE PROYECCINUsuarios Menores

Ventas Anuales rea de

Demanda

Ventas Anuales

ProyectadasPBI Pobl

Clie - T Prdidas

Demanda de Energa Anual

ProyectadasFPMWHSFC - FCP

Potencia Coincidente

SET


Sistema Potencia

Coincidente SEIN

Modelos Economtricos

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Datos Histricos

Informacin Base

Datos Proyectados

SET

FPHMS

Sistema Elctrico SEIN

FS

Usuarios Mayores

Mxima Demanda

Cliente Libre

FCP


Sistema Elctrico


SEIN

FS

Demandas Adicionales PROYECCIN

REA DE DEMANDA

INFORMACIN UTILIZADAINFORMACIN UTILIZADA Ventas histricas de energa clasificadas por sistema elctrico y por nivel de tensin.

Registros histricos del nmero de usuarios, por sistema y por nivel de tensin.

Datos con el crecimiento de la poblacin en los departamentos de Ica y parte de Ayacucho yHuancavelica.

Evolucin histrica del Producto Bruto Interno.

Evolucin histrica de los precios de la energa.

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Evolucin histrica de los precios de la energa.

Datos de nuevos clientes especiales a incorporarse en el sistema elctrico.

FC, FCP y FS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensin de cada SET.

Para Usuarios Menores, registro de la potencia cada 15 minutos de alimentadores ytransformadores de SETs para el da de mxima demanda del sistema elctrico, para el da demxima demanda del SEIN, del ao representativo anterior al de fijacin de Peajes yCompensaciones y, de ser necesario para el da de mxima demanda de la SET.

FPHMS y FPMWHS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensin y cadasubestacin, para el ao representativo anterior.

Informacin histrica de variables independientes, tales como PBI, nmero declientes, poblacin regional, ndice de electrificacin, entre otras, por rea deDemanda.Demanda.

Ventas histricas de energa a Usuarios Menores, por cada nivel de tensin, deacuerdo al Formato F-105.

Datos de demanda en el ao representativo de cada Usuario Mayor (MximaDemanda, Demanda coincidente con Mxima demanda del SEIN, Energa, FCP, FS),de acuerdo al Formato F-115; as como, las encuestas de evolucin de su demanda.

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PROYECCIN DE LAS VENTAS DE PROYECCIN DE LAS VENTAS DE

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PROYECCIN DE LAS VENTAS DE ENERGA

PROYECCIN DE LAS VENTAS DE ENERGA

PROYECCIN DE VENTAS GLOBALES(1) DE ENERGA (MWh) DE USUARIOS MENORESMETODO DE TENDENCIAS

AREA DE DEMANDA:

AO Modelos ComparadosLineal Logartmico Exponencial Potencial Polinmica

2010 621 103.11 621 103.11 621 103.11 621 103.11 621 103.112011 648 095.06 630 832.41 662 894.13 634 196.78 673 031.282012 675 087.02 640 035.55 707 497.07 646 836.27 728 227.282013 702 078.97 648 766.51 755 101.13 659 060.07 786 691.132014 729 070.93 657 071.40 805 908.23 670 901.64 848 422.812015 756 062.88 664 989.88 860 133.90 682 390.33 913 422.332016 783 054.84 672 556.30 918 008.15 693 552.00 981 689.692017 810 046.79 679 800.65 979 776.48 704 409.59 1 053 224.892018 837 038.75 686 749.23 1 045 700.90 714 983.57 1 128 027.932019 864 030.70 693 425.24 1 116 061.05 725 292.25 1 206 098.802020 891 022.66 699 849.27 1 191 155.40 735 352.13 1 287 437.522021 918 014.62 706 039.64 1 271 302.49 745 178.10 1 372 044.072022 945 006.57 712 012.77 1 356 842.28 754 783.68 1 459 918.46

(1) No incluye prdidas en media y baja tensin.

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ECUACIN:

0.9114 0.6568 0.9698 0.7735 0.9907

ESTADISTICO t: Valor Prob.

ESTADISTICO F: Valor Prob.TASA DE CRECIMIENTO 3.56% 1.14% 6.73% 1.64% 7.38%

ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO RECHAZADO ACEPTADO

DETERMINACION (r2)COEFICIENTE DE

RESULTADOS CON MTODO ECONOMTRICO

ECUACIN: VEt = 117.33 * PBIt + -8599.81Ln(Vet) = 1.08 * Ln(PBIt) + 4.06

VEt = 79.29 * PBIt + 1.01 * POBt + -559540.26

Ln(Vet) = 2.25 * Ln(POBt) + 0.61 * Ln(PBIt) + -22.31

VEt = -7.79 * PBIt + 7.37 * CLIt + 5.27

Ln(VEt) = C1 * Ln(PBIt) + C2 * Ln(CLIEt) + B

VEt = -0.2 * PBIt + 0.22 * PREt + 3.66

VEt = 88.13 * PBIt + -0.94 * CLIt + 1.39 * POBt + -733661.48

Ln(Vet) = 3.03 * Ln(PBIt) + 0.64 * Ln(CLIt) + -0.25 * Ln(POBt) + -30.02

COEFICIENTE DE

DETERMINACION (r2) 0.963 0.952 0.991 0.990 0.981 0.981 0.977 0.992 0.991

ESTADISTICO F: Valor 385.0563 297.0369 801.4466 729.4970 358.9623 357.5076 300.4067 570.0977 494.7746 Prob. 4.5400 4.5400 3.7400 3.7400 3.7400 3.7400 3.7400 3.4100 3.4100

ESTADISTICO t:

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ESTADISTICO t:PBI Valor 19.6229 17.2348 12.5568 8.89 5.8448 6.3139 16.5349 9.9761 3.9692

Prob. 2.1310 2.1310 2.1450 2.145 2.1450 2.1450 2.1450 2.1600 2.1600 CLIENTE Valor 3.6665 4.5874 1.3861 8.8588

Prob. 2.1450 2.1450 2.1600 2.1600 POBLACION Valor 6.8282 7.5372 4.4679 1.1096

Prob. 2.1450 2.1450 2.1600 2.1600 PRECIO MEDIO Valor 3.0087

Prob. 2.1450 (1) Incluye las ventas totales de Usuarios Menores en AT, MT y BT TASA DE CRECIMIENTO 7.14% 7.68% 6.15% 6.62% 6.41% 7.00% 6.59% 6.17% 6.55%

ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO ACEPTADO RECHAZADO RECHAZADO

AJUSTES Y RESULTADOS FINALESAJUSTES Y RESULTADOS FINALESPROYECCIN DE VENTAS DE ENERGA (MWh) DE USUARIOS MENORES

AJUSTE FINAL

AREA DE DEMANDA:

AO TOTAL NIVEL DE TENSIN: MT+BT(1) TOTALVENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT)

2010 - 362,165.11 258,938.00 621,103.11 621,103.11 2011 - 391,426.38 275,465.25 666,891.63 666,891.63 2012 - 418,333.60 293,018.27 711,351.87 711,351.87 2013 - 449,034.76 311,612.18 760,646.93 760,646.93 2014 - 481,393.61 331,262.82 812,656.43 812,656.43 2015 - 513,885.22 351,986.84 865,872.06 865,872.06 2016 - 548,109.34 373,801.67 921,911.02 921,911.02

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2016 - 548,109.34 373,801.67 921,911.02 921,911.02 2017 - 584,188.83 396,725.61 980,914.44 980,914.44 2018 - 622,243.96 420,777.86 1,043,021.82 1,043,021.82 2019 - 662,401.75 445,978.52 1,108,380.27 1,108,380.27 2020 - 704,795.19 472,348.73 1,177,143.92 1,177,143.92 2021 - 749,578.02 499,910.62 1,249,488.64 1,249,488.64 2022 - 796,922.16 528,687.41 1,325,609.56 1,325,609.56

(1) No incluye prdidas en media y baja tensin.

TASA PROMEDIO (%) : 0.00% 6.79% 6.13% 6.52% 6.52%

Criterios:La proyeccin de ventas AT+MT+BT de Usuarios Menores se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9La proyeccin de Ventas BT se considera el promedio de los modelos con R2 > 0.9La proyeccin de Ventas AT se considera constanteLa proyeccin de Ventas MT se calcula por diferencia (ventas AT+MT+BT) - ventas BT - ventas AT

PROYECCIN A NIVEL DE SISTEMAS ELCTRICOSPROYECCIN A NIVEL DE SISTEMAS ELCTRICOS DETALLE DE LA PROYECCION DE DEMANDA DE ENERGIA, POR NIVEL DE TENSION

USUARIOS MENORES (MWh)

AREA DE DEMANDA: EMPRESA EN AREA 8

CHINCHAAO DEMANDA NIVEL DE TENSIN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT CHINCHA2010 - 103,142.44 71,839.90 174,982.34 174,982.34 2011 - 106,413.31 76,411.76 182,825.08 182,825.08 2012 - 108,477.70 81,254.71 189,732.41 189,732.41 2013 - 110,959.38 86,372.90 197,332.28 197,332.28 2014 - 113,288.28 91,770.66 205,058.94 205,058.94 2015 - 115,096.76 97,452.51 212,549.27 212,549.27 2016 - 116,772.08 103,423.17 220,195.25 220,195.25 2017 - 118,326.23 109,687.56 228,013.79 228,013.79 2018 - 119,765.04 116,250.84 236,015.88 236,015.88 2019 - 121,090.58 123,118.36 244,208.94 244,208.94

20

2019 - 121,090.58 123,118.36 244,208.94 244,208.94 2020 - 122,301.01 130,295.74 252,596.75 252,596.75 2021 - 123,393.60 137,788.84 261,182.43 261,182.43 2022 - 124,363.85 145,603.73 269,967.58 269,967.58

ICAAO DEMANDA NIVEL DE TENSIN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT ICA2010 - 185,108.65 133,846.99 318,955.64 318,955.64 2011 - 198,925.79 141,708.51 340,634.30 340,634.30 2012 - 211,112.49 150,028.91 361,141.41 361,141.41 2013 - 224,706.21 158,812.06 383,518.27 383,518.27 2014 - 238,654.61 168,062.00 406,716.61 406,716.61 2015 - 252,224.15 177,782.96 430,007.11 430,007.11 2016 - 266,188.12 187,979.38 454,167.50 454,167.50 2017 - 280,594.07 198,655.83 479,249.90 479,249.90 2018 - 295,481.67 209,817.08 505,298.75 505,298.75 2019 - 310,886.75 221,468.02 532,354.77 532,354.77 2020 - 326,840.47 233,613.70 560,454.17 560,454.17 2021 - 343,375.48 246,259.28 589,634.76 589,634.76 2022 - 360,523.89 259,410.04 619,933.93 619,933.93

PROYECCIN A NIVEL DE SISTEMAS ELCTRICOSPROYECCIN A NIVEL DE SISTEMAS ELCTRICOSNASCA

AO DEMANDA NIVEL DE TENSIN MT+BT (1) DEMANDAAT MT BT MT+BT NASCA

2010 - 38,598.77 30,887.82 69,486.59 69,486.59 2011 - 44,891.49 33,156.21 78,047.71 78,047.71 2012 - 51,345.76 35,569.79 86,915.56 86,915.56 2013 - 58,708.72 38,132.35 96,841.06 96,841.06 2014 - 66,802.32 40,847.83 107,650.15 107,650.15 2015 - 75,493.99 43,720.41 119,214.40 119,214.40 2016 - 85,059.83 46,754.47 131,814.30 131,814.30 2017 - 95,606.68 49,954.63 145,561.31 145,561.31 2018 - 107,253.89 53,325.79 160,579.68 160,579.68 2019 - 120,135.69 56,873.10 177,008.79 177,008.79 2020 - 134,402.46 60,602.06 195,004.51 195,004.51 2021 - 150,224.60 64,518.44 214,743.04 214,743.04 2022 - 167,794.11 68,628.40 236,422.51 236,422.51

21

PISCOAO DEMANDA NIVEL DE TENSIN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT PISCO2010 - 41,189.59 48,815.73 90,005.32 90,005.32 2011 - 47,480.90 52,236.80 99,717.70 99,717.70 2012 - 54,053.10 55,901.09 109,954.19 109,954.19 2013 - 61,728.26 59,812.37 121,540.63 121,540.63 2014 - 70,142.20 63,974.56 134,116.76 134,116.76 2015 - 78,984.82 68,391.71 147,376.53 147,376.53 2016 - 88,439.95 73,068.01 161,507.95 161,507.95 2017 - 98,465.48 78,007.78 176,473.26 176,473.26 2018 - 109,018.09 83,215.50 192,233.59 192,233.59 2019 - 120,053.86 88,695.77 208,749.64 208,749.64 2020 - 131,527.20 94,453.36 225,980.56 225,980.56 2021 - 143,392.71 100,493.16 243,885.87 243,885.87 2022 - 155,604.00 106,820.25 262,424.24 262,424.24

PROYECCIN A NIVEL DE SISTEMAS ELCTRICOSPROYECCIN A NIVEL DE SISTEMAS ELCTRICOSDETALLE DE LA PROYECCION DE DEMANDA DE ENERGIA, POR NIVEL DE TENSION

USUARIOS MENORES (MWh)


HUAYTAR - CHOCORVOSAO DEMANDA NIVEL DE TENSIN MT+BT (1) DEMANDA

AT MT BT MT+BT HUAYTAR - CHOCORVOS2010 - 118.73 1,843.71 1,962.43 1,962.43 2011 - 166.54 2,060.31 2,226.85 2,226.85 2012 - 212.04 2,296.97 2,509.01 2,509.01

22

2012 - 212.04 2,296.97 2,509.01 2,509.01 2013 - 273.83 2,554.92 2,828.75 2,828.75 2014 - 345.50 2,835.58 3,181.07 3,181.07 2015 - 421.46 3,140.47 3,561.93 3,561.93 2016 - 507.34 3,471.31 3,978.65 3,978.65 2017 - 603.92 3,830.01 4,433.93 4,433.93 2018 - 712.12 4,218.69 4,930.81 4,930.81 2019 - 833.03 4,639.73 5,472.75 5,472.75 2020 - 967.92 5,095.76 6,063.68 6,063.68 2021 - 1,118.29 5,589.75 6,708.03 6,708.03 2022 - 1,285.87 6,125.00 7,410.87 7,410.87

USUARIOS MAYORESUSUARIOS MAYORES

INFORMACIN BSICA DE USUARIOS MAYORES (1)AREA DE DEMANDA: 8

DATOS PARA EL AO "0"Mxima Demanda

SISTEMA SUBESTACIN NOMBRE TENSIN (2) Demanda Coincidente Energa (3) FCP FSUSUARIO (kV) con Max SEIN

(MW) (MW) (MWh)SISTEMA

ICAShougesa SHOUGANG HIERRO PERU (MINA) 34.50 9.62 1.54 22673.52 1.00 0.16

SISTEMA Corac-Adinelsa23 CORACORA - ADINELSA 22.90 0.46 0.42 1525.00 1.00 0.93NASCA

SISTEMA PEB10 PAPELERA DEL SUR 10.00 3.93 3.58 27111.21 0.95 0.91CHINCHA

SEAL10 COTTONSUR 2 (ALTO LA LUNA) 10.00 2.39 2.13 15331.84 0.93 0.89PAB22T2(T-18) AUSTRAL GROUP (ICA) 22.90 2.81 0.07 1982.19 0.82 0.03

23

PAB22T2(T-18) AUSTRAL GROUP (ICA) 22.90 2.81 0.07 1982.19 0.82 0.03SISTEMA PAB10T2 PESQUERA DIAMANTE 10.00 2.46 0.04 2044.13 0.85 0.02

PISCO PAB10T2 GRUPO SINDICATO PESQUERO 2 10.00 3.60 0.08 2525.71 0.87 0.02PAB10T2 TECNOLGICA DE ALIMENTOS 2 10.00 2.33 0.04 1698.15 0.84 0.02

Minsur MINSUR 60.00 3.27 0.01 647.04 1.00 0.00Alto la Luna CREDISA PISCO 60.00 2.99 2.78 22728.50 0.97 0.93

PI10 SACOS PISCO 10.00 1.35 0.91 7594.98 0.82 0.67PI10 COTTONSUR 1 (OLPISA) 10.00 0.71 0.44 2891.97 0.41 0.63

PAB10T1 BLUEWAVE MARINE PERU S.A.C 10.00 2.50 0.80 6132.00 0.95 0.32SISTEMA VILLACUR COELVISAC 60.00 18.10 3.49 42587.83 1.00 0.19

COELVISAC BELLAUNIONSEAL BELLA UNIN - SEAL 60.00 5.70 3.70 24728.56 1.00 0.45SISTEMA Jahuay SHOUGANG HIERRO PER (JAHUAY) 13.80 0.28 0.24 1858.94 1.00 0.87

BELLA UNIN - CHALATOTAL AREA DE DEMANDA 62.49 20.26 184,061.57

(1) Usuario Mayor o Carga Adicional Mayor(2) Valor de la tension nominal en el Punto de Suministro al Usuario Mayor o Carga Adicional(3) No incluye las prdidas en el sistema de distribucin en MT.

Factores de cada Sistema Elctrico FACTOR DE CARGA, CONTRIBUCIN A LA PUNTA y SIMULTANEIDAD (1)

AREA DE DEMANDA: 8

ICA AT MT+BT TOTAL

SET Tensin (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FSParcona 10 0.65 1.00 0.93 0.65 1.00 0.93Tacama 10 0.47 1.00 0.40 0.47 1.00 0.40

Sta. Margarita 22.9 0.56 0.99 0.62 0.56 0.99 0.62Sta. Margarita 10 0.60 0.99 0.71 0.60 0.99 0.71Ica Norte - T1 10 0.54 0.97 0.88 0.54 0.97 0.88Ica Norte - T2 10 0.62 0.96 0.96 0.62 0.96 0.96

Total Sistema ICA

NASCA AT MT+BT TOTAL

SET Tensin (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FSPalpa 22.9 0.69 0.99 0.83 0.69 0.99 0.83Palpa 10 0.52 0.90 0.76 0.52 0.90 0.76Nasca 10 0.60 0.97 0.95 0.60 0.97 0.95Nasca 22.9 0.63 0.94 0.81 0.63 0.94 0.81Puquio 22.9 0.36 1.00 0.97 0.36 1.00 0.97Puquio 10 0.43 0.99 0.94 0.43 0.99 0.94

24

Puquio 10 0.43 0.99 0.94 0.43 0.99 0.94Coracora - Chavia 10 0.38 1.00 0.93 0.38 1.00 0.93

Incuyo - Pauza 22.9 0.38 1.00 0.93 0.38 1.00 0.93Total Sistema NASCA

CHINCHA AT MT+BT TOTAL

SET Tensin (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FSCarmen 10 0.45 1.00 0.41 0.45 1.00 0.41Pedregal 10 0.59 0.92 0.67 0.59 0.92 0.67

Tambo de Mora 10 0.12 1.00 0.07 0.12 1.00 0.07Pueblo Nuevo 10 0.49 1.00 0.78 0.49 1.00 0.78

Total Sistema CHINCHA

PISCO AT MT+BT TOTAL

SET Tensin (kV) FC FCP FS FC FCP FS FC FCP FSIndependencia 10 0.48 1.00 0.97 0.48 1.00 0.97

Alto la Luna 10 0.57 0.96 0.93 0.57 0.96 0.93Pisco 10 0.56 0.99 0.89 0.56 0.99 0.89

Paracas - T1 22.9 0.52 0.75 0.39 0.52 0.75 0.39Paracas - T1 10 0.28 0.95 0.32 0.28 0.95 0.32Total Sistema PISCO 0.48 1.00 0.63

Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Barra MT (MW)OSINERGMIN F-111

PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE BARRAS MT (MW)USUARIOS MENORES (2)


SISTEMAS ELCTRICOS Potencia (MW) (1)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SISTEMA ELCTRICO ICA SET TENSION (kV)

Parcona 10 18.64 19.87 21.05 22.34 23.68 25.04 26.45 27.93 29.46 31.05 32.70 34.42 36.21 Tacama 10 4.75 5.09 5.40 5.74 6.10 6.44 6.80 7.17 7.56 7.96 8.37 8.80 9.25 Sta. Margarita 22.9 9.76 10.48 11.12 11.83 12.56 13.28 14.02 14.78 15.56 16.38 17.22 18.09 19.00 Sta. Margarita 10 8.56 9.18 9.74 10.36 10.99 11.62 12.27 12.94 13.63 14.35 15.09 15.86 16.66 Ica Norte 10 13.16 14.02 14.86 15.76 16.71 17.66 18.66 19.70 20.78 21.91 23.08 24.29 25.55 Ica Norte 10 6.23 6.64 7.03 7.46 7.90 8.36 8.83 9.32 9.84 10.37 10.93 11.50 12.10 TOTAL Sistema Elctrico ICA 61.11 65.27 69.20 73.49 77.94 82.40 87.03 91.84 96.82 102.01 107.39 112.97 118.78

SISTEMA ELCTRICO NASCA SET TENSION (kV)

Llipata 22.9 2.78 3.19 3.61 4.09 4.61 5.17 5.79 6.46 7.21 8.03 8.94 9.94 11.05 Llipata 10 0.71 0.78 0.85 0.93 1.02 1.11 1.20 1.31 1.42 1.55 1.68 1.82 1.98 Vista Alegre 10 4.76 5.24 5.74 6.29 6.88 7.51 8.19 8.92 9.71 10.57 11.50 12.50 13.59 Vista Alegre 22.9 2.77 3.21 3.66 4.18 4.75 5.36 6.03 6.77 7.59 8.49 9.49 10.60 11.83 Puquio 22.9 0.61 0.67 0.72 0.78 0.84 0.91 0.98 1.06 1.14 1.23 1.33 1.43 1.54

25

Puquio 10 0.66 0.71 0.76 0.82 0.88 0.94 1.01 1.08 1.15 1.23 1.31 1.40 1.49 Coracora - Chavia 10 0.55 0.59 0.64 0.69 0.74 0.79 0.85 0.90 0.97 1.03 1.10 1.18 1.25 Incuyo - Pauza 22.9 0.20 0.22 0.23 0.25 0.27 0.28 0.30 0.33 0.35 0.37 0.39 0.42 0.45 TOTAL Sistema Elctrico NASCA 13.05 14.60 16.22 18.02 19.98 22.07 24.35 26.84 29.55 32.51 35.74 39.29 43.17

SISTEMA ELCTRICO CHINCHA SET TENSION (kV)

Carmen 10 5.92 6.14 6.31 6.50 6.68 6.85 7.01 7.17 7.33 7.49 7.65 7.81 7.96 Pedregal 10 14.05 14.59 15.02 15.51 15.99 16.42 16.86 17.29 17.73 18.16 18.60 19.04 19.48 Tambo de Mora 10 6.21 6.43 6.59 6.78 6.97 7.13 7.29 7.44 7.60 7.75 7.90 8.04 8.19 Pueblo Nuevo 10 15.15 16.00 16.84 17.75 18.69 19.66 20.67 21.73 22.83 23.97 25.16 26.39 27.67 TOTAL Sistema Elctrico CHINCHA 41.33 43.16 44.77 46.54 48.33 50.06 51.83 53.64 55.48 57.37 59.30 61.28 63.30

SISTEMA ELCTRICO PISCO SET TENSION (kV)

Independencia 10 1.10 1.20 1.31 1.44 1.57 1.71 1.86 2.02 2.19 2.36 2.54 2.74 2.93 Alto la Luna 10 7.35 8.06 8.80 9.64 10.55 11.50 12.52 13.59 14.73 15.92 17.16 18.45 19.79 Pisco 10 4.78 5.23 5.72 6.25 6.83 7.44 8.10 8.79 9.51 10.28 11.07 11.90 12.76 Paracas 22.9 1.79 2.04 2.30 2.61 2.95 3.30 3.68 4.08 4.50 4.94 5.40 5.88 6.37 Paracas 10 5.04 5.75 6.49 7.36 8.30 9.29 10.36 11.48 12.67 13.90 15.19 16.53 17.90 TOTAL Sistema Elctrico PISCO 20.05 22.28 24.63 27.30 30.20 33.25 36.51 39.96 43.59 47.40 51.37 55.49 59.76

TOTAL AREA(1) 135.53 145.32 154.81 165.34 176.45 187.79 199.73 212.27 225.45 239.29 253.80 269.03 285.01 Notas:(1) Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103, a los valores de demanda

de energa consignados en el Formato F-110.

(2) A nivel de Barras AT MT

Demanda de Potencia Coincidente a Nivel del Sistema Elctrico (MW)OSINERGMIN F-112

PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE A NIVEL DE SISTEMA ELECTRICO (MW)

USUARIOS MENORES (2)



2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022




Llipata 22.9 2.42 2.78 3.15 3.56 4.02 4.51 5.04 5.63 6.28 7.00 7.79 8.66 9.62 Llipata 10 0.55 0.61 0.66 0.73 0.79 0.86 0.94 1.02 1.11 1.21 1.31 1.43 1.55 Vista Alegre 10 3.98 4.38 4.79 5.25 5.74 6.27 6.84 7.45 8.11 8.83 9.60 10.44 11.35 Vista Alegre 22.9 2.38 2.77 3.16 3.60 4.09 4.62 5.20 5.84 6.54 7.32 8.18 9.13 10.19 Puquio 22.9 0.43 0.46 0.50 0.54 0.59 0.63 0.68 0.74 0.80 0.86 0.92 0.99 1.07

26

Puquio 10 0.52 0.56 0.60 0.64 0.69 0.74 0.79 0.85 0.91 0.97 1.03 1.10 1.17 Coracora - Chavia 10 0.48 0.52 0.56 0.60 0.64 0.69 0.74 0.79 0.84 0.90 0.96 1.02 1.09 Incuyo - Pauza 22.9 0.17 0.19 0.20 0.22 0.23 0.25 0.26 0.28 0.30 0.32 0.34 0.36 0.39 TOTAL Sistema Elctrico NASCA 10.94 12.25 13.62 15.14 16.79 18.57 20.49 22.60 24.89 27.39 30.14 33.14 36.43





TOTAL AREA(1) 113.09 121.39 129.47 138.41 147.85 157.50 167.65 178.33 189.54 201.33 213.70 226.68 240.30 Notas:(1) Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP consignados en el Formato F-101 y los FPHMS y FPMWHS consignados en el Formato F-103, a los valores

de demanda de energa consignados en el Formato F-110.

(2) A nivel de Barras AT MT

Potencia Coincidente con la Mxima Demanda del SEIN OSINERGMIN F-114PROYECCION DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE CON LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN (MW)

USUARIOS MENORES (2)

AREA DE DEMANDA: 81


2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022




Llipata 22.9 2.33 2.63 2.98 3.36 3.77 4.21 4.70 5.24 5.84 6.50 7.22 8.02 15.99 Llipata 10 0.60 0.66 0.72 0.78 0.85 0.92 1.00 1.09 1.18 1.29 1.39 1.51 2.87 Vista Alegre 10 4.68 5.12 5.61 6.13 6.68 7.28 7.92 8.62 9.37 10.18 11.06 12.02 23.67 Vista Alegre 22.9 2.38 2.72 3.10 3.53 3.98 4.48 5.03 5.63 6.30 7.04 7.86 8.77 16.98

27

Puquio 22.9 0.59 0.64 0.70 0.75 0.81 0.88 0.94 1.02 1.09 1.18 1.27 1.36 2.72 Puquio 10 0.63 0.67 0.72 0.77 0.83 0.89 0.95 1.02 1.09 1.16 1.24 1.32 2.62 Coracora - Chavia 10 0.51 0.55 0.59 0.63 0.68 0.73 0.78 0.83 0.89 0.95 1.01 1.08 2.16 Incuyo - Pauza 22.9 0.19 0.20 0.21 0.23 0.25 0.26 0.28 0.30 0.32 0.34 0.36 0.39 0.77 TOTAL Sistema Elctrico NASCA 11.91 13.20 14.63 16.18 17.85 19.65 21.61 23.75 26.08 28.63 31.42 34.46 67.78





TOTAL AREA(1) 101.55 108.29 115.72 123.56 131.60 140.07 148.98 158.36 168.22 178.58 189.47 200.92 396.57

(1) Nota: Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP, FS consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103, a los valores

de demanda de energa consignados en el Formato F-110.

DETERMINACIN DEL SISTEMA DETERMINACIN DEL SISTEMA ELCTRICO A REMUNERARELCTRICO A REMUNERAR

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ELCTRICO A REMUNERARELCTRICO A REMUNERAR

PLANEAMIENTO A LARGO PLAZOPLANEAMIENTO A LARGO PLAZOCRITERIOS GENERALES

La determinacin de las alternativas de desarrollo del sistema en funcin al crecimiento de la demanda toma en cuenta las siguientes consideraciones generales:

La metodologa de planeamiento define la configuracin del sistema en el ao final del periodo de planeamiento (ao horizonte) y luego retorna al ao inicial,

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final del periodo de planeamiento (ao horizonte) y luego retorna al ao inicial, para establecer el proceso de ampliacin progresiva de las instalaciones existentes o el ingreso de nuevas instalaciones.

En el proceso de implementacin progresiva del desarrollo del sistema, para atender el crecimiento de la demanda, se busca aprovechar, hasta donde sea posible, las instalaciones existentes, con la finalidad de hacer un uso eficiente de stas.

Para la definicin de las nuevas SET MAT/AT y AT/MT se recurrir a modelos matemticos que permitan identificar la alternativa ptima.

METODOLOGAMETODOLOGA1. Elaboracin del balance entre la demanda proyectada y la potencia instalada

por SET AT/MT.

Objetivo: identificar las necesidades de ampliacin de instalaciones de transformacin existentes as como la necesidad de instalacin de otras adicionales.

2. Anlisis del flujo de potencia por las lneas de transmisin existentes, considerando la demanda proyectada.

Objetivo: identificar las necesidades de ampliacin de las lneas de transmisin para

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Objetivo: identificar las necesidades de ampliacin de las lneas de transmisin para atender la demanda proyectada, considerando slo las lneas existentes. Este clculo tiene un carcter exploratorio del comportamiento del sistema ante el crecimiento de la demanda y permite establecer una base para la definicin de ampliaciones y reformas de la red de transmisin.

3. Identificacin del rea de influencia terica de las SET AT/MT existentes en los planos del sistema, empleando el mapa de densidades.

Objetivo: comparar el rea de influencia actual de cada SET con el rea de influencia terica y evaluar las posibles transferencias de carga entre las SET as como la forma de optimizar su utilizacin. Esta etapa permite conocer la situacin actual en la que opera el sistema y la forma en la que el rea de influencia terica es cumplida.

4. Definicin de la potencia ptima que deben tener las SET AT/MT en el sistema.

Objetivo: identificar la potencia ptima para las SET AT/MT dentro del sistema y utilizar este valor para la ubicacin de SET nuevas, as como para establecer el rea de influencia correspondiente, tanto de nuevas como de existentes, de tal manera que se cumpla, en lo posible, con la potencia ptima, as como con el centro de carga correspondiente.

5. Identificacin del nmero y ubicacin de las SET AT/MT necesarias en el ao final del horizonte de planeamiento, tomando como base las SET existentes as como las SET nuevas que resulten necesarias. Esta ubicacin debe considerar la identificacin del rea de influencia as como en centro de carga terico correspondiente, sobre el mapa de densidades.

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terico correspondiente, sobre el mapa de densidades.

Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales cuando sea necesario instalar SET AT/MT nuevas, as como para la redistribucin de la carga entre las SET AT/MT.

6. Identificacin del rea de influencia de las SET MAT/AT existentes y la ubicacin de SET MAT/AT nuevas, en el ao final del horizonte de planeamiento, empleando el mapa de densidades.

Objetivo: disponer de ubicaciones referenciales para instalar las SET MAT/AT adicionales.

7. Anlisis del flujo de potencia en cada uno de los cinco primeros aos y, a partir del ao 6, por quinquenios hasta el ao final del periodo de planeamiento.

Objetivo 1: observar el comportamiento del flujo de potencia dentro del sistema e identificar la necesidad de ampliacin de las lneas de transmisin en los casos que esto sea necesario.

Objetivo 2: conocer las prdidas en el sistema de transmisin y definir la capacidad que deben tener las SET MAT/AT, en cada uno de estos aos. Estos resultados permitirn identificar la necesidad de ampliacin de las SET MAT/AT existentes o la necesidad de instalar SET MAT/AT nuevas.

8. Definicin de la configuracin del sistema en funcin al crecimiento de la demanda, ao por ao, en los primeros cinco aos del periodo de

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demanda, ao por ao, en los primeros cinco aos del periodo de planeamiento y, a partir del ao 6, por quinquenios hasta el ao final del periodo de planeamiento.

Objetivo: definir las caractersticas de desarrollo del sistema en los primeros aos, tomando como referencia las caractersticas que debe tener el mismo en el ao final del horizonte de planeamiento.

9. En esta etapa se debe verificar el cumplimiento de las restricciones fsicas que condicionan las posibilidades de ampliacin del sistema.

10. Elaboracin de cuadros, planos y diagramas que describen la alternativa seleccionada.

BALANCE ENTRE POTENCIA INSTALADA Y LA MXIMA DEMANDA DE LAS SET DEL SISTEMA

NOMBRE DE LA DESCRIPCION Mxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12SISTEMA ELECTRICO 1 ICA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

SET MAT/AT(/MT)SET PARCONA (ICA) MAX. DEM. (1) 19.62 20.91 22.16 23.52 24.93 26.36 27.85 29.40 31.01 32.68 34.42 36.23 38.11

220/60/10 kV P INST (2) 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00Lado 10 kV FACTOR DE USO 65% 70% 74% 78% 83% 88% 93% 98% 103% 109% 115% 121% 127%

SET AT/MTSET TACAMA MAX. DEM. (1) 5.00 5.36 10.95 11.31 11.68 12.05 12.42 12.82 13.22 13.64 14.08 14.53 15.00

60/10 kV P INST (2) 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00Lado 10 kV FACTOR DE USO 83% 89% 182% 188% 195% 201% 207% 214% 220% 227% 235% 242% 250%

SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) 19.28 20.69 21.95 23.36 24.80 26.21 27.66 29.17 30.73 32.34 34.01 35.74 37.5460/22.9/10 kV P INST (2) 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25 31.25Lado 60 kV FACTOR DE USO 62% 66% 70% 75% 79% 84% 89% 93% 98% 103% 109% 114% 120%

SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) 10.27 11.03 11.70 12.45 13.23 13.98 14.75 15.55 16.38 17.24 18.13 19.05 20.00

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SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) 10.27 11.03 11.70 12.45 13.23 13.98 14.75 15.55 16.38 17.24 18.13 19.05 20.0060/22.9/10 kV P INST (2) 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00 25.00Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 41% 44% 47% 50% 53% 56% 59% 62% 66% 69% 73% 76% 80%

SET STA MARGARITA MAX. DEM. (1) 9.01 9.66 10.25 10.90 11.57 12.23 12.91 13.62 14.35 15.10 15.88 16.70 17.5460/22.9/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75Lado 10 kV FACTOR DE USO 48% 52% 55% 58% 62% 65% 69% 73% 77% 81% 85% 89% 94%

SET ICA NORTE - T1 MAX. DEM. (1) 13.85 14.76 15.64 16.59 17.58 18.59 19.65 20.74 21.88 23.06 24.29 25.57 26.9060/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75

Lado 10 kV FACTOR DE USO 74% 79% 83% 88% 94% 99% 105% 111% 117% 123% 130% 136% 143%SET ICA NORTE - T2 MAX. DEM. (1) 6.56 6.98 7.40 7.85 8.32 8.80 9.29 9.81 10.35 10.92 11.50 12.11 12.74


SET SR. DE LUREN MAX. DEM. (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 0.0060/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75

Lado 10 kV FACTOR DE USO 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%


NOMBRE DE LA DESCRIPCION Mxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

SISTEMA ELECTRICO 2 NASCA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022SET AT/MT

SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) 3.67 4.18 4.70 5.28 5.92 6.61 7.36 8.18 9.09 10.08 11.18 12.38 13.7160/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00Lado 60 kV FACTOR DE USO 41% 46% 52% 59% 66% 73% 82% 91% 101% 112% 124% 138% 152%

SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) 2.93 3.36 3.80 4.30 4.85 5.44 6.09 6.81 7.59 8.45 9.41 10.46 11.6360/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 33% 37% 42% 48% 54% 60% 68% 76% 84% 94% 105% 116% 129%

SET LLIPATA (PALPA) MAX. DEM. (1) 0.75 0.82 0.90 0.98 1.07 1.16 1.27 1.38 1.50 1.63 1.77 1.92 2.0860/22.9/10 kV P INST (2) 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50Lado 10 kV FACTOR DE USO 30% 33% 36% 39% 43% 47% 51% 55% 60% 65% 71% 77% 83%

SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) 7.93 8.90 9.90 11.02 12.24 13.55 14.97 16.52 18.21 20.07 22.09 24.32 26.7660/22.9/10 kV P INST (2) 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00Lado 60 kV FACTOR DE USO 53% 59% 66% 73% 82% 90% 100% 110% 121% 134% 147% 162% 178%

SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) 2.91 3.38 3.86 4.40 5.00 5.64 6.35 7.13 7.99 8.94 9.99 11.16 12.4560/22.9/10 kV P INST (2) 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 29% 34% 39% 44% 50% 56% 64% 71% 80% 89% 100% 112% 124%

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Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 29% 34% 39% 44% 50% 56% 64% 71% 80% 89% 100% 112% 124%SET VISTA ALEGRE (NASCA) MAX. DEM. (1) 5.02 5.52 6.04 6.62 7.24 7.90 8.62 9.39 10.22 11.13 12.10 13.16 14.31

60/22.9/10 kV P INST (2) 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00Lado 10 kV FACTOR DE USO 50% 55% 60% 66% 72% 79% 86% 94% 102% 111% 121% 132% 143%

SET PUQUIO MAX. DEM. (1) 1.34 1.44 1.56 1.68 1.81 1.95 2.09 2.25 2.42 2.59 2.78 2.98 3.1960/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00Lado 60 kV FACTOR DE USO 15% 16% 17% 19% 20% 22% 23% 25% 27% 29% 31% 33% 35%

SET PUQUIO MAX. DEM. (1) 0.65 0.70 0.76 0.82 0.89 0.96 1.04 1.12 1.20 1.30 1.40 1.50 1.6260/22.9/10 kV P INST (2) 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00 9.00Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 7% 8% 8% 9% 10% 11% 12% 12% 13% 14% 16% 17% 18%SET PUQUIO MAX. DEM. (1) 0.69 0.74 0.80 0.86 0.92 0.99 1.06 1.13 1.21 1.29 1.38 1.47 1.5760/22.9/10 kV P INST (2) 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50 2.50Lado 10 kV FACTOR DE USO 28% 30% 32% 34% 37% 40% 42% 45% 48% 52% 55% 59% 63%

SET CORACORA MAX. DEM. (1) 0.69 0.71 0.72 0.74 0.76 0.78 0.80 0.82 0.85 0.87 0.90 0.92 0.9560/22.9 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40

Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 8% 8% 9% 9% 9% 9% 10% 10% 10% 10% 11% 11% 11%SET CORACORA 2MVA MAX. DEM. (1) 0.58 0.63 0.67 0.72 0.78 0.83 0.89 0.95 1.02 1.09 1.16 1.24 1.32

22.9/10 kV P INST (ONAN) (2) 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00Lado 10 kV FACTOR DE USO 29% 31% 34% 36% 39% 42% 45% 48% 51% 54% 58% 62% 66%



SISTEMA ELECTRICO 4 PISCO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022SET MAT/AT(/MT)

SET INDEPENDENCIA MAX. DEM. (1) 1.16 1.27 1.38 1.51 1.65 1.80 1.96 2.13 2.30 2.49 2.68 2.88 3.09220/60/10 kV P INST (2) 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00Lado 10 kV FACTOR DE USO 4% 4% 5% 5% 6% 6% 7% 7% 8% 8% 9% 10% 10%

SET AT/MTSET ALTO LA LUNA MAX. DEM. (1) 10.07 10.82 11.61 12.49 13.44 14.44 15.51 16.65 17.84 19.09 20.40 21.76 23.17

60/10 kV P INST (2) 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75 18.75Lado 10 kV FACTOR DE USO 54% 58% 62% 67% 72% 77% 83% 89% 95% 102% 109% 116% 124%SET PISCO MAX. DEM. (1) 6.51 6.99 7.49 8.06 8.67 9.31 10.00 10.73 11.49 12.29 13.13 14.01 14.91


SET PARACAS - T17 MAX. DEM. (1) 7.19 10.70 11.76 12.99 14.34 15.76 17.27 18.88 20.57 22.34 24.18 26.08 28.0560/22.9/10 kV P INST (2) 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00

Lado 60 kV FACTOR DE USO 55% 82% 90% 100% 110% 121% 133% 145% 158% 172% 186% 201% 216%SET PARACAS - T17 MAX. DEM. (1) 1.88 2.15 2.43 2.75 3.10 3.48 3.87 4.30 4.74 5.20 5.69 6.19 6.70

60/22.9/10 kV P INST (2) 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

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60/22.9/10 kV P INST 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 38% 43% 49% 55% 62% 70% 77% 86% 95% 104% 114% 124% 134%


Lado 10 kV FACTOR DE USO 59% 95% 104% 114% 125% 136% 149% 162% 176% 190% 205% 221% 237%SET PARACAS - T18 MAX. DEM. (1) 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97 9.97

60/22.9/10 kV P INST (2) 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00 13.00Lado 60 kV FACTOR DE USO 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77%

SET PARACAS - T18 MAX. DEM. (1) 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.41 2.4160/22.9/10 kV P INST (2) 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00Lado 22.9 kV FACTOR DE USO 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48% 48%





SISTEMA ELECTRICO 3 CHINCHA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022SET AT/MT

SET CARMEN MAX. DEM. (1) 6.23 6.46 6.64 6.84 7.04 7.21 7.38 7.55 7.72 7.89 8.05 8.22 8.3860/10 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40

Lado 10 kV FACTOR DE USO 74% 77% 79% 81% 84% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 100%SET PEDREGAL MAX. DEM. (1) 18.70 19.28 19.73 20.23 20.74 21.20 21.66 22.11 22.57 23.03 23.49 23.95 24.42


SET TAMBO DE MORA MAX. DEM. (1) 6.53 6.77 6.94 7.14 7.34 7.51 7.67 7.84 8.00 8.16 8.31 8.47 8.6260/10 kV P INST (2) 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40 8.40

Lado 10 kV FACTOR DE USO 78% 81% 83% 85% 87% 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103%SET PUEBLO NUEVO MAX. DEM. (1) 15.95 16.84 20.17 21.12 22.12 23.14 24.20 25.31 26.47 27.67 28.92 30.22 31.57


36


SISTEMA ELECTRICO 3 HUAYTARA - CHOCORVOS 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022SET AT/MT

SET CAUDALOSA MAX. DEM. (1) 9.13 9.16 9.20 9.24 9.28 9.33 9.39 9.45 9.51 9.58 9.66 9.74 9.8360/10 kV P INST (ONAN) (2) 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50 12.50


Ao 2009

i. Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Santa Margarita.

ii. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 31.25/25/18.75 MVA (ONAF) en SET Santa Margarita.

iii. Aumento de capacidad de SET Alto la Luna (puesta en servicio: 19/07/2009)La mxima demanda registrada antes de la ampliacin de la SET Alto La luna alcanz el valor de 7.58MVA (Octubre del 2008) llegando a operar al 108% de su capacidad nominal (7MVA), lo cual, sumado a la necesidad de atender nuevas demandas comprometidas

SOLUCIN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNAS

37

(7MVA), lo cual, sumado a la necesidad de atender nuevas demandas comprometidas (pedidos), se tom la decisin de ampliar la capacidad de transformacin en SET Alto la Luna, con la implementacin de un nuevo transformador de 18.75MVA.

A continuacin se detalla la solucin de planeamiento optada: Se retir y pas a reserva el transformador el transformador 60/10 kV, 7 MVA de la SET Alto la Luna.

Entr nuevo transformador 60/10 kV, 18.75 MVA (ONAF). Esta inversin no haba sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el ao 2009.

SOLUCIN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNASAo 2010

i. No se desactiva la SET PiscoEl Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN consideraba para el ao 2010 desactivar a la Subestacin Pisco y reubicar el transformador existente a la SET Alto La Luna.

En la evaluacin efectuada por ELECTRODUNAS, se determinaron los siguientes inconvenientes respecto a dicho plan:

* Dar de baja a la Subestacin Pisco, implica reconfigurar completamente la red de media tensin de los alimentadores de la Subestaciones de Pisco y Alto La Luna, cuya inversin no sera reconocida.* La Subestacin de Alto La luna, por su rea no puede alojar una baha adicional para un transformador

38

* La Subestacin de Alto La luna, por su rea no puede alojar una baha adicional para un transformador adicional, y adems, no es posible ampliar dicha rea, por cuanto no hay terrenos disponibles en su alrededor.* Las redes de media tensin de dicho sistema elctrico, ms que reconfigurarse completamente para ser atendidas desde una sola Subestacin (Alto La Luna), requiere solo adecuarse para optimizar la distribucin desde ambas subestaciones (Alto La luna y Pisco), pero para ello, es necesaria la ampliacin de la Subestacin Alto la Luna, que asumir parte de la carga de la subestacin Pisco.* El plan inicial de dar de baja a la subestacin Pisco, se basaba en la proyeccin del desplazamiento de la zona urbana que se originara en previsin de los eventos ocurridos (sismos) similares al acontecido el 15 de Agosto del 2007. Sin embargo, a la fecha no ha ocurrido as, ms bien se han mantenido las demandas de energa, y por este efecto (sismo del 2007) se han constituido nuevas zonas urbanas cercanas a la Subestacin Alto La Luna, en la cual se ha denotado un mayor crecimiento de la demanda.

Ao 2010

iii. No se desactiva la SET Tambo de MoraEl Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN consideraba para el ao 2010 desactivar a la Subestacin Tambo de Mora y reubicar el transformador existente a la SET Pedregal. Se efectu la evaluacin resultando que el Plan aprobado por OSINERGMIN era mucho ms ONEROSO respecto al ejecutado por ELECTRODUNAS.


39

iv. Entra nuevo transformador 60/10 kV 31.25 MVA (ONAF) en SET Pedregal.

v. Entran dos nuevas celdas de transformador 22.9 kV en SET Nasca.

vi. Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Nasca.

Ao 2011

i. Proyecto S.E. Seor de Luren (puesta en servicio: 06/02/2011) Entra nueva SET Seor de Luren, con costo de terreno 10.5 US$/m2, diseada con 3 celdas de lnea de 60 kV. Entra nuevo transformador 60/10 kV, 18.75 MVA (ONAF). Entra nueva celda de transformador 60 kV. Entra nueva celda de transformador 10 kV. Entra nueva lnea de transmisin L-6625 Parcona (Ica) Seor de Luren 60 kV, AAAC 120 mm2, 7.31 km de longitud. Entra nueva celda de lnea 60 kV en la SET Seor de Luren. Entra nueva celda de lnea


40

la SET Seor de Luren. Entra nueva celda de lnea 60 kV en la SET Parcona (Ica). Entran cuatro (4) nuevas celdas de alimentador 10 kV. Esta SET presenta cuatro (4) alimentadores SL141, SL142, SL143 y SL144, asume parte de la carga de los alimentadores de la SET Parcona (Ica) alimentadores IC104, IC105, IC106 y IC107, SET Ica Norte alimentador IN112 y SET Santa Margarita alimentador SM117. Estas inversiones haban sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el ao 2010, pero consideraba solamente tres (3) celdas de alimentador 10 kV y costo de terreno 7 US$/m2.

Ao 2011

ii. Segunda terna de lnea Derivacin Pedregal - Pedregal Entra segunda terna de la lnea de transmisin P151 Derivacin Pedregal Pedregal 60 kV AAAC 120 mm2 de 7.34 km de longitud (7.3 km desde P151 hasta P33, 0.4 km desde P33 hasta la SET Pedregal). Entran dos (2) nuevas celdas de lnea 60 kV en SET Pedregal.Estas inversiones haban sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el ao 2010. Esto permite obtener una derivacin PI para la

SOLUCIN DE PLANEAMIENTO - ELECTRODUNASSISTEMA ELCTRICO DE TRANSMISIN

CHINCHA

TMORA60 60. kV

56.690.94-3.81

PNUEVO10 10. kV

10.331.03

-155.77

PEDRE10 10. kV9.94

0.99-6.00

PEDRE60 60. kV56.87

0.95-3.68

58.100.97-2.88

TMORA10 10. kV 9.940.99

-156.00

CARME60 60. kV59.83

1.00-1.68

CARME10 10. kV10.07

1.01-152.79

5.20 km

-4.15-1.5614.01

lod chinch10 11.903.91

Papelera del Sur 3.13

1.03

lod pedre10

10.893.58

3

1

.

2

5

M

V

A

14.075.3549.13

-14.02-4.6149.13

-3

0

.

0

4

k

m

-14.07-5.3547.46

7.30 km

1

8

.

7

5

M

V

A

11.974.6668.40

-11.90-3.9168.40

-3

1

4

.

5

0

k

m

8

.

1

0

k

m

lod tmora10

4.121.35

5.70 km

-2.11-0.767.83

-12.09-4.7340.08

4

.

5

0

k

m

0.120.070.53

lod carme10 2.090.69

8

.

4

0

M

V

A

2.110.7626.02

-2.09-0.6926.02

1

8

.

4

0

M

V

A

4.151.5653.96

-4.12-1.3553.96

-2

2

5

.

0

0

k

m

15.006.09

3

1

.

3

0

k

m

19.488.27

41

Esto permite obtener una derivacin PI para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N 1, considerando que este sistema elctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). Cabe resaltar que est lnea se implementar sobre los soportes de las lneas de transmisin existentes L-6603-02 y L-6603-03, los cuales estn preparados para la segunda terna y conductores de 120 mm2.

IND60 60. kV

62.921.050.32 15.71

5.27

6.0946.47

8.2760.74

33.6214.30 0.84Indep CS

5.31-25.04SISTEMA ELCTRICO DE TRANSMISIN

CHINCHA

TMORA60 60. kV

56.650.94-4.15

PNUEVO10 10. kV

10.131.01

-157.00

IND60 60. kV

62.751.05

PEDRE10 10. kV10.25

1.02-6.53

PEDRE60 60. kV56.85

0.95-4.02

57.090.95-3.84

TMORA10 10. kV 10.121.01

-156.34

CARME60 60. kV59.15

0.99-2.36

CARME10 10. kV10.28

1.03-153.46

7.34 km-17.73-6.6851.04

5

.

2

0

k

m

-4.30-1.6114.53



1.15

lod pedre10

11.313.72

3

1

.

2

5

M

V

A

14.855.7251.96

-14.80-4.8751.96

-6

0

.

0

4

k

m 2.880.969.57

7.30 km

1

8

.

7

5

M

V

A

12.654.9973.65

-12.57-4.1373.65

-3

1

4

.

5

0

k

m

8

.

1

0

k

m

lod tmora10

4.271.40

5.70 km

-2.19-0.788.22

-14.08-5.3947.35

4

.

5

0

k

m

1.430.404.72


8

.

4

0

M

V

A

2.190.7827.13

-2.17-0.7127.13

-1

8

.

4

0

M

V

A

4.301.6157.87

-4.27-1.4057.87

-5

2

5

.

0

0

k

m

17.367.2354.07

3

1

.

3

0

k

m

19.038.1950.95

Ao 2011

iii. Aumento de carga de Blue Wave Marine PerAumenta la carga de Blue Wave Marine Per con 2.38 MW, la cual se mantiene conectada a la SET Paracas en 10 kV, alimentador PA108.

iv. Transformadores de bajaSe dan de baja los transformadores de reserva TP2560100, retirado el 28/11/2010 y permaneca en stand by en la SET Pisco, y TP41601001, este transformador est ubicado en la SET Tacama y no posee regulacin bajo carga.


42

v. Celdas de alimentadorEntra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Pedregal. Esta inversin haba sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el ao 2009.

SUSTENTO DE PLAN DE OBRAS 2009-2011

Informe TcnicoSustento revisin de Inversiones No Reconocidas

43

Contenido

I. Inversiones no reconocidas respecto al Proyecto S.E. Seor de Luren.II. Inversiones no reconocidas respecto a la implementacin de nuevo

Transformador en la S.E. Alto La Luna, y sustento para la no desactivacinde las subestaciones Pisco y Tambo de Mora.

III. Otras inversiones No reconocidas.

Ica, Marzo 2011

Ao 2012

i. Nuevas cargasEntra carga de la Planta Nitratos Per con 5.6 MW y se conecta a la SET Independencia en 60 kV.Entra carga de la Mina Enproyec con 5 MW y se conecta a la SET Tacama en 22.9 kV.Entra carga de Ideas Textiles con 2.32 MW y se conecta a la SET Pueblo Nuevo en 10 kV.

ii. Aumento de capacidad SET ParacasSe retiran los transformadores T-17 y T-18 60/22.9/10 kV 13/5/9 MVA (ONAF) de las SET Paracas. El transformador T18 pasa a reserva y el T-17 ser rotado. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 37.5/37.5/25 MVA (ONAF) en la SET Paracas.


44

iii. Aumento de capacidad SET TacamaSe retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 6 MVA (ONAF) de la SET Tacama. Entra transformador rotado de SET Paracas T-17 60/22.9/10 kV 13/5/9 MVA (ONAF) y asume la carga de Minera Enproyec en 22.9 kV.

iv. Aumento de capacidad SET Pueblo NuevoEntra transformador rotado de reserva desde la SET Alto la Luna 60/10 kV 15 MVA (ONAF) a SET Pueblo Nuevo. El Transformador existente 60/10 kV 18.75 MVA (ONAF) asume la carga de los alimentadores PN105, PN106, PN107 y alimentador exclusivo para usuario mayor Ideas Textiles S.A.C. El transformador rotado 60/10 kV 15 MVA (ONAF) asume la carga de los alimentadores PN101, PN102; PN103 y PN104.

Ao 2012

vi. Refuerzo y segunda terna de lnea Derivacin El Carmen El CarmenCambio de conductor de la lnea L-6604-01 P121 Derivacin El Carmen El Carmen de 5.7 km de longitud, de AASC 67 mm2 a AAAC 120 mm2.Entra segunda terna de la lnea de transmisin P121 Derivacin El Carmen El Carmen 60 kV AAAC 120 mm2 de 5.7 km de longitud. Entra nueva celda de lnea 60 kV en SET El Carmen. Estas inversiones haban sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el


Segunda Terna Pedregal(2011)

SISTEMA ELCTRICO DE TRANSMISIN

CHINCHA

TMORA60 60. kV

56.840.95-3.96

PNUEVO10 10. kV

10.161.02

-156.80

IND60 60. kV

PEDRE10 10. kV10.29

1.03-6.05

PEDRE60 60. kV57.04

0.95-3.82

57.240.95-3.65

TMORA10 10. kV 10.321.03

-156.06

CARME60 60. kV59.27

0.99-2.20

CARME10 10. kV10.30

1.03-153.29

7.34 km-17.51-6.5450.19

5

.

2

0

k

m

-4.30-1.6114.48


Papelera del Sur

3.131.03

lod pedre10

11.313.72

3

1

.

2

5

M

V

A

14.495.4950.43

-14.44-4.7550.43

-6

0

.

0

4

k

m 3.021.0410.04

7.30 km

1

8

.

7

5

M

V

A

12.654.9973.45

-12.57-4.1373.45

-3

1

4

.

5

0

k

m

8

.

1

0

k

m

lod tmora10

4.271.40

5.70 km

-2.19-0.798.21

-13.94-5.3046.70

4

.

5

0

k

m

1.290.314.20


8

.

4

0

M

V

A

2.190.7927.09

-2.17-0.7127.09

-1

8

.

4

0

M

V

A

4.301.6155.75

-4.27-1.4055.75

-4

2

5

.

0

0

k

m

17.197.1053.42

3

1

.

3

0

k

m


CHINCHA

45

aprobadas por el OSINERGMIN GART para el ao 2010.Esto permite obtener una derivacin PI para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N 1, considerando que este sistema elctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). Cabe resaltar que est lnea se implementar sobre los soportes de la lnea de transmisin existente L-6604-01, la cual est preparada para la segunda terna y conductores de 120 mm2.

62.821.050.10 15.71

5.2725.31

38.5817.7760.98

0.920.30

Indep CS

1.71-26.4135.00

Compensacin reactivaPueblo Nuevo 10 kV

(3 x 1.2 MVAr)(2012)

Segunda Terna Carmen(2012)

Segunda Terna Pedregal(2011)

Compensacin reactiva(3 x 1.2 MVAr)

(2012)

Carga Especial(2012)

Rotado dereserva

SET Alto la Luna(2012)

CHINCHA

TMORA60 60. kV

57.190.95-5.76

PNUEVO10B 10. kV

10.101.01

-157.53

PNUEVO10 10. kV

10.031.00

-158.34

IND60 60. kV

62.911.05-0.23

PEDRE10 10. kV

10.141.01-8.01

PEDRE60 60. kV

57.390.96-5.62

57.250.95-5.85

TMORA10 10. kV 10.021.00

-158.04

CARME60 60. kV

59.460.99-3.45

CARME10 10. kV10.00

1.00-154.64

Cp1 PNuevo

0.00-3.62

3

Cp1 Pedregal

0.00-3.70

3

7.34 km-20.63-3.3655.77

5.20 km

-4.41-1.6714.78

5.70 km

14.332.38

37.44

Ideas Textiles SAC 1.940.64

1

5

.

0

0

M

V

A

5.932.17

44.10

-5.88-1.9344.10

-4

lod chinch10B 5.881.93



1.03

lod pedre10

11.643.83

3

1

.

2

5

M

V

A

14.821.8848.31

-14.77-1.1548.31

-3

0

.

0

4

k

m 5.811.47

18.72

7.30 km

1

8

.

7

5

M

V

A

9.34-0.1150.48

-9.290.5750.48

-1

15.715.27

1

4

.

5

0

k

m

8

.

1

0

k

m

lod tmora10

4.381.44

5.70 km

-16.57-3.1943.47

-13.88-1.9943.93

4

.

5

0

k

m

-1.38-0.074.34


8

.

4

0

M

V

A

2.250.81

27.95

-2.23-0.7327.95

1

8

.

4

0

M

V

A

4.411.6756.90

-4.38-1.4456.90

-2

2

5

.

0

0

k

m

-16.71-3.3450.86

3

1

.

3

0

k

m

-20.93-3.7355.73

39.8518.18 1.00Indep CS -19.68

-3.66-25.01

Ao 2012

vii. Segunda terna de lnea Derivacin Ica Norte Ica NorteEntra segunda terna de la lnea de transmisin P34 Derivacin Ica Norte Ica Norte 60 kV AAAC 120 mm2 de 2.5 km de longitud. Entra nueva celda de lnea 60 kV en SET Ica Norte. Estas inversiones haban sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el


InterruptorAbierto

Puesta en ServicioLnea Ica - SET Luren

06/02/2011

Puesta en ServicioSET Seor de Luren

06/02/2011

LUREN10 10. kV 10.30

1.03-158.66

LUREN60 60. kV 60.69

1.01-6.48

TACAM10 10. kV

10.091.01

-156.34

ICA60B 60. kV 61.41

1.02-5.73

ICA220 220. kV216.760.99-2.50

ICA60A 60. kV

62.391.04-3.87

ICA10B 10. kV

9.981.0021.74

SMARG10 10. kV

10.041.00

-163.45

SMARG23 23. kV

23.201.01

-12.18

ICA10A 10. kV

10.291.0325.72

SMARG60 60. kV 58.18

0.97-8.85

TACAM60 60. kV

61.441.02-4.50

ICAN10B 10. kV

10.071.01

-156.37

ICAN10 10. kV

10.321.03

-157.69

ICAN60 60. kV

61.221.02-4.65

16.70 km

18.368.5556.24

-17.82-7.3356.24

-76.36-15.1756.05

lod luren10 9.94

3.27

7.31 km

-10.00-3.7729.89

10.073.8529.89

1

8

.

7

5

M

V

A

10.003.7754.45

-9.94-3.2754.45

0

lod ica10B

14.174.66

6

.

0

0

M

V

A

3.241.2056.00

-3.22-1.0656.00

2

25.40 km

-0.00-0.000.89

lod tacam10 3.22

1.06

92.420.5267.61

5

.

5

0

k

m

19.697.7157.63

75.0 MVA75.0 MVA30.0 MVA

42.7421.2161.64

-28.43-12.4161.64

-14.17-4.6661.64

2

lod smarg10

7.212.37

lod smarg23

10.523.46

31.3 MVA25.0 MVA18.8 MVA

17.827.3361.47

-10.52-3.4661.47

-7.21-2.3761.47

-2

75.0 MVA75.0 MVA30.0 MVA

19.798.7828.16

-19.69-7.7128.16

-0.000.0028.16

2

4

.

2

0

k

m

-3.24-1.2010.09

lod ican10B

3.411.12

lod ican10

12.684.17

8

.

7

5

M

V

A

3.431.2640.97

-3.41-1.1240.97

0

1

8

.

7

5

M

V

A

12.765.0169.24

-12.68-4.1769.24

0

2.50 km

-16.19-6.2748.16

-78.58-15.3557.64

Carga Especial

46

aprobadas por el OSINERGMIN GART para el ao 2010, pero consideraba 8 km de longitud.Esto permite obtener una derivacin PI para la mejora de la confiabilidad del servicio. Cabe resaltar que est lnea se implementar sobre los soportes de la lnea de transmisin existente L-6623, la cual est preparada para la segunda terna y conductores de 120 mm2.


ICA

Puesta en Servicio(2012)


InterruptorAbierto


06/02/2011


06/02/2011

Rotado de reserva

SET Paracas (2012)

Dado de baja(Mayor a 30 aos)

(2012)


ICA

TACAM22.9

LUREN10

LUREN60

TACAM10

ICA60B

ICA220

ICA60A

ICA10B

SMARG10SMARG23

ICA10A

SMARG60

TACAM60

ICAN10BICAN10

ICAN60

lne Ica-Sta.Margarita

Segunda terna Ica Norte

Mina Enproyec

tr2_Tacama_Nuevo0

lod luren10

lne Ica-Luren

t

r

2

S

r

d

e

L

u

r

e

n

0

lod ica10B

t

r

2

t

a

c

a

m

_

8

0

1

0

lne Tacama-Villacur

lod tacam10

l

n

e

I

c

a

-

D

e

r

v

.

I

c

a

N

o

r

t

e

tr3 ICA_T59-2610

lod smarg10lod smarg23

tr3 smarg_8001

-2

tr3 ICA_T5-2610

l

n

e

D

e

r

v

.

I

c

a

N

o

r

t

e

-

T

a

c

a

m

a

lod ican10Blod ican10

t

r

2

i

c

a

n

_

8

0

2

-1

t

r

2

i

c

a

n

_

8

0

1

-1

Primera terna Ica Norte

Ao 2013

i. Nueva lnea Ica Norte Seor de LurenEntra la lnea de transmisin Ica Norte Seor de Luren 60 kV AAAC 120 mm2 de 6.7 km de longitud. Entran nuevas celdas de lnea 60 kV en SET Ica Norte y Seor de Luren.Esto permite obtener crear un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio


47

mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N 1, considerando que este sistema elctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). Cabe resaltar que est lnea se implementar sobre los soportes preparados para una segunda terna y conductores de 120 mm2.

Ao 2013

ii. Transferencia de cargaSe transfiere la carga del alimentador IC107 al nuevo alimentador proveniente del aumento de carga de IC103.

iii. Celda de alimentadorEntra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Pueblo Nuevo. Esta inversin haba sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el ao 2009.


48

el OSINERGMIN GART para el ao 2009.Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Ica Norte. Esta inversin haba sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el ao 2009.Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Paracas. Esta inversin haba sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el ao 2009.Entra nueva celda de alimentador 10 kV en SET Alto la Luna. Esta inversin haba sido aprobada por el OSINERGMIN GART para el ao 2010.

Ao 2014

i. Aumento de capacidad SET Pisco Se retira y ser rotado el transformador 60/10 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET Pisco. Entra nuevo transformador 60/22.9/10 kV 18.75/11.25/11.25 MVA (ONAF) en la SET Pisco. En el lado de 22.9 kV entra un nuevo alimentador que tomar el aumento de carga del alimentador PI103.


49

PI103.

ii. Reemplazo de transformador en SET El Carmen Se retira y pasa a reserva el transformador 60/10 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET El Carmen. Entra transformador rotado 60/10 kV 8.4 MVA (ONAF) de la SET Pisco.

Ao 2014

iii. Nueva lnea Alto la Luna Paracas Entra la lnea de transmisin Alto la Luna Paracas 60 kV AAAC 120 mm2 de 15 km de longitud. Incluir nuevas celdas de lnea 60 kV en SET Alto la Luna y Paracas. Estas inversiones haban sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el ao 2012. Esto permite obtener crear un anillo para la mejora de la confiabilidad del servicio


50

la mejora de la confiabilidad del servicio (criterio de redundancia N 1, considerando que este sistema elctrico AT atiende una demanda superior a 30 MW). Cabe resaltar que est lnea se implementar sobre soportes preparados para una segunda terna y conductores de 120 mm2.

Ao 2014

iv. Segunda terna de lnea Parcona Derivacin Ica Norte Entra segunda terna de la lnea de transmisin Parcona (Ica) Deriv. Ica Norte 60 kV AAAC 120 mm2 de 5.5 km de longitud. Entra nueva celda de lnea 60 kV en SET Parcona (Ica). Estas inversiones haban sido aprobadas por el OSINERGMIN GART para el ao 2012, pero 8 km de


Conexin Sr. de Luren-Ica Norte

(2013)



InterruptorAbierto


06/02/2011


06/02/2011

Rotado de reserva

SET Paracas (2012)


(2012)

TACAM22.9

LUREN10

LUREN60

TACAM10

ICA60B

ICA220

ICA60A

ICA10B

SMARG10SMARG23

ICA10A

SMARG60

TACAM60

ICAN10BICAN10

ICAN60

lne Ica-Sta.Margarita

Conexin Sr de Luren-Ica Norte

Segunda terna Ica Norte

Mina Enproyec

tr2_Tacama_Nuevo-8

lod luren10

lne Ica-Luren

t

r

2

S

r

d

e

L

u

r

e

n

0

lod ica10B

t

r

2

t

a

c

a

m

_

8

0

1

0

lne Tacama-Villacur

lod tacam10

l

n

e

I

c

a

-

D

e

r

v

.

I

c

a

N

o

r

t

e

tr3 ICA_T59-2612

lod smarg10lod smarg23

tr3 smarg_8001

-2

tr3 ICA_T5-2612

l

n

e

D

e

r

v

.

I

c

a

N

o

r

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e

-

T

a

c

a

m

a

lod ican10Blod ican10

t

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2

i

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8

0

2

0

t

r

2

i

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a

n

_

8

0

1

0

Primera terna Ica Norte

51

GART para el ao 2012, pero 8 km de longitud. Esto permite obtener crear un refuerzo en esta lnea. Cabe resaltar que est lnea se implementar sobre la lnea de transmisin existente L-6623, la cual est preparada para la segunda terna y conductores de 120 mm2.


ICA

Puesta en ServicioLnea Ica - Derv. Ica Norte

(2014)

Conexin Sr. de Luren-Ica Norte

(2013)



InterruptorAbierto


06/02/2011


06/02/2011

Rotado de reserva

SET Paracas (2012)


(2012)


ICA

TACAM22.9 23. kV

23.471.02-8.99

LUREN10 10. kV 10.44

1.04-157.45

LUREN60 60. kV 61.72

1.03-4.89

Electro Dunas

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