05_Informe Principal (Completo)

INFORME DE DIAGNÓSTICO DE LASCONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN,

PERIODO 2017 – 2026

Informe COES/DP-01-2015

27 de febrero de 2015

INFORME

COES/DP-01-2015

“INFORME DE DIAGNOSTICO DE LAS CONDICIONES

OPERATIVAS DEL SEIN, PERIODO 2017 - 2026”

Informe COES/DP-01-2015 “Informe de Diagnóstico de las

Condiciones Operativas del SEIN 2017 - 2026”

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Final

Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 2

ÍNDICE

VOLUMEN I ...................................................................................................................................................... 15

1 DESCRIPCIÓN DEL DIAGNÓSTICO ............................................................................................................ 15

1.1 ANTECEDENTES .............................................................................................................................................. 15

1.2 BASE LEGAL ................................................................................................................................................... 16

1.3 ALCANCES ..................................................................................................................................................... 17

1.4 ENFOQUE INTEGRAL DEL DIAGNÓSTICO............................................................................................................... 18

1.5 CRITERIOS Y METODOLOGÍA ............................................................................................................................. 23

1.5.1 Criterios y Metodología para el Diagnóstico de Corto Plazo ........................................................... 23

1.5.2 Criterios y metodología para el diagnóstico de largo plazo ............................................................. 35

2 DIAGNÓSTICO DE CORTO PLAZO PERIODO 2017-2018 ............................................................................ 43

2.1 EXPANSIÓN DEL SEIN 2017 - 2018 .................................................................................................................. 43

2.1.1 Proyección de la demanda ............................................................................................................... 43

2.1.2 Programa de obras de generación ................................................................................................... 44

2.1.3 Programa de obras de transmisión .................................................................................................. 46

2.2 DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA ...................................................................................................... 48

2.2.1 Resultados del Caso Base ................................................................................................................. 48

2.2.2 Resultados de la sensibilidad “Retraso del proyecto Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo

500 kV” 57

2.2.3 Resultados de la sensibilidad "Retraso de proyectos de generación" .............................................. 61

2.3 DIAGNÓSTICO OPERATIVO ................................................................................................................................ 64

2.3.1 Alcances ........................................................................................................................................... 64

2.3.2 Factores de Sensibilidad ................................................................................................................... 64

2.3.3 Operación en estado estacionario en condiciones normales ........................................................... 66

2.3.4 Operación en estado estacionario en contingencia ......................................................................... 87

2.3.5 Niveles de corto circuito ................................................................................................................... 89



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Final


2.3.6 Estabilidad de tensión ...................................................................................................................... 91

2.3.7 Estabilidad permanente ................................................................................................................. 101

2.3.8 Estabilidad transitoria .................................................................................................................... 104

2.4 CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO DE CORTO PLAZO ............................................................................................ 106

3 DIAGNÓSTICO DE LARGO PLAZO PERIODO 2019-2026 ...........................................................................111

3.1 FUTUROS .................................................................................................................................................... 111

3.1.1 Futuros de demanda ...................................................................................................................... 111

3.1.2 Futuros de oferta ........................................................................................................................... 121

3.1.3 Futuros de hidrología ..................................................................................................................... 132

3.1.4 Sistema de transmisión .................................................................................................................. 133

3.1.5 Escenarios base (Nudos) ................................................................................................................ 135

3.2 DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA .................................................................................................... 136

3.2.1 Análisis de sobrecargas y congestión en líneas de transmisión ..................................................... 136

3.2.2 Energía no servida ......................................................................................................................... 174

3.3 DIAGNÓSTICO OPERATIVO .............................................................................................................................. 179

3.3.1 Operación en estado estacionario en condiciones normales - Red del Plan de Transmisión. ........ 180

3.3.2 Operación en estado estacionario en contingencia ....................................................................... 205

3.3.3 Niveles de corto circuito. ................................................................................................................ 206

3.3.4 Estabilidad Transitoria. .................................................................................................................. 208

3.4 CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO DE LARGO PLAZO ............................................................................................ 210

4 REQUERIMIENTO DE “GENERACIÓN EFICIENTE” EN EL SEIN HACIA EL LARGO PLAZO ............................215

5 REFERENCIAS .........................................................................................................................................218

VOLUMEN II ....................................................................................................................................................... 1

ANEXOS ............................................................................................................................................................. 1

A. RM 129-2009-MEM/DM ........................................................................................................................... 1

B. INFORMACIÓN UTILIZADA ........................................................................................................................ 1

C. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................................................. 1



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D. DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA DE CORTO PLAZO ............................................................ 1

E. DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE CORTO PLAZO ........................................................................................... 1

F. DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA DE LARGO PLAZO ............................................................ 1

G. DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE LARGO PLAZO ........................................................................................... 1



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LISTA DE TABLAS

Tabla 1.1 Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación. .......... 24

Tabla 1.2 Contrato firme de transporte de gas natural de Camisea. ...................................... 25

Tabla 1.3 Datos de centrales térmicas. ................................................................................. 26

Tabla 1.4 Proyectos RER considerados en el modelo ........................................................... 29

Tabla 2.1 Demanda global del SEIN periodo 2014 – 2018. ................................................... 43

Tabla 2.2 Demanda en potencia (MW) y energía (GWH) de principales proyectos ............... 44

Tabla 2.3 Programa de obras de generación periodo 2015 – 2018 ....................................... 45

Tabla 2.4 Referencias de sustento del programa de obras de generación. ........................... 46

Tabla 2.5 Incremento de la potencia instalada en el SEIN .................................................... 46

Tabla 2.6 Programa de obras de transmisión ........................................................................ 47

Tabla 2.7 Referencias del plan de obras de transmisión ....................................................... 48

Tabla 2.8 Proyectos vinculantes resultados del Plan de Transmisión 2015-2024. ................. 48

Tabla 2.9 Despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base. ...................................... 49

Tabla 2.10 Despacho promedio anual de gas de Camisea en MMPCD, Caso Base. ............ 51

Tabla 2.11 Despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso del proyecto MAMO ”. ............................................................................................................................... 59

Tabla 2.12 Despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso proyectos de generación”. .......................................................................................................................... 62

Tabla 2.13 Consumo de gas de Camisea en MMPCD, sensibilidad “Retraso proyectos de generación”. .......................................................................................................................... 64

Tabla 2.14 Líneas de transmisión para el análisis de contingencias, 2017 - 2018 ................. 87

Tabla 2.15 Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2017. ................... 88

Tabla 2.16 Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2018. ................... 88

Tabla 2.17 Máximas Corrientes de Cortocircuito del SEIN 2017 – 2018. .............................. 89

Tabla 2.18 Resumen de resultados del análisis de estabilidad permanente .........................104

Tabla 2.19 Listado de fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2017. ............................104

Tabla 2.20 Listado de fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2018. ............................105

Tabla 3.1 Proyecciones del PBI por escenario (%) sin proyectos mineros (Macroconsult-2014). ..................................................................................................................................112

Tabla 3.2 Demanda de proyectos para el año 2024 de los 5 escenarios, en GWh. ..............113

Tabla 3.3 Demanda de proyectos del escenario Base para los años de análisis. .................114

Tabla 3.4 Proyecciones por tipo de carga para cada uno de los escenarios de demanda. ...115

Tabla 3.5 Escenarios de demanda por zonas del SEIN, año 2026. ......................................116

Tabla 3.6 Nudos de demanda en GWh, año 2026. ..............................................................117

Tabla 3.7 Nudos de demanda en GWh, año 2022. ..............................................................118



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Final


Tabla 3.8 Desarrollo de proyectos por nudo de demanda. ...................................................120

Tabla 3.9 Puntaje según la capacidad financiera. ................................................................121

Tabla 3.10 Puntaje según el nivel de estudio del propietario. ...............................................122

Tabla 3.11 Puntaje según la situación socioambiental. ........................................................122

Tabla 3.12 Lista priorizada de proyectos de generación hidroeléctricos. ..............................123

Tabla 3.13 Resumen de la oferta por grupos de certidumbre. ..............................................124

Tabla 3.14 Grupo 1: Proyectos hasta el 2020 del programa de obras de generación...........126

Tabla 3.15 Grupo 2: Proyectos de centrales hidroeléctricas en el largo plazo. .....................127

Tabla 3.16 Grupo3: Proyectos de centrales hidroeléctricas del norte. ..................................127

Tabla 3.17 Grupo 4: Proyectos de centrales hidroeléctricas del oriente. ..............................127

Tabla 3.18 Grupo 5: Proyectos de centrales térmicas. .........................................................128

Tabla 3.19 Grupo 6: Proyectos con energía renovable (En aplicación del art.2 del DL 1002). ............................................................................................................................................128

Tabla 3.20 Grupo 7: Proyectos de Centrales Térmicas para Reserva Fría. ..........................128

Tabla 3.21 Nudos generación-demanda, año 2022. .............................................................130

Tabla 3.22 Nudos generación-demanda, año 2026. .............................................................130

Tabla 3.23 Demanda y oferta en GWh para cada nudo de generación demanda, priorizando proyectos de generación según evaluaciónaños 2022 y 2026. ............................................132

Tabla 3.24 Demanda y oferta en GWh para cada nudo de generación demanda, priorizando proyectos de generación del área Centro, años 2022 y 2026. ..............................................132

Tabla 3.25 Demanda y oferta en GWh para cada nudo de generación demanda, priorizando proyectos de generación del área Norte y Sur, años 2022 y 2026. ......................................132

Tabla 3.26 Programa de obras de transmisión. ....................................................................134

Tabla 3.27 Plan vinculante 2020, de la Actualización de Plan de transmisión 2015-2024. ...134

Tabla 3.28 Plan no vinculante 2024, de la Actualización de Plan de transmisión 2015-2024. ............................................................................................................................................135

Tabla 3.29 Área Norte, niveles de carga al año 2022. ..........................................................138

Tabla 3.30 Área Cajamarca, niveles de carga al año 2022. .................................................140

Tabla 3.31 Área Ancash – Huánuco - Ucayali, niveles de carga al año 2022. ......................140

Tabla 3.32 Área Sierra Costa - Centro, niveles de carga al año 2022. .................................141

Tabla 3.33 Área Centro - Sur, niveles de carga al año 2022. ...............................................142

Tabla 3.34 Área Lima Metropolitana, niveles de carga al año 2022. ....................................145

Tabla 3.35 Área Puno, niveles de carga al año 2022. ..........................................................147

Tabla 3.36 Área Macchupicchu, niveles de carga al año 2022. ............................................147

Tabla 3.37 Área Surmedio, niveles de carga al año 2022. ...................................................148

Tabla 3.38 Área Moquegua - Tacna, niveles de carga al año 2022. .....................................150



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Final


Tabla 3.39 Área Norte, sobrecargas al año 2026. ................................................................154

Tabla 3.40 Área Cajamarca, sobrecargas al año 2026. ........................................................157

Tabla 3.41 Área Ancash – Huánuco - Ucayali, sobrecargas al año 2026. ............................159

Tabla 3.42 Área Sierra Costa - Centro, sobrecargas al año 2026. .......................................160

Tabla 3.43 Área Centro - Sur, sobrecargas al año 2026. .....................................................161

Tabla 3.44 Área Lima Metropolitana, sobrecargas al año 2026. ...........................................163

Tabla 3.45 Área Puno, sobrecargas al año 2026. ................................................................167

Tabla 3.46 Área Machupicchu, sobrecargas al año 2026. ....................................................168

Tabla 3.47 Área Surmedio, sobrecargas al año 2026. ..........................................................169

Tabla 3.48 Área Moquegua - Tacna, sobrecargas al año 2026. ...........................................172

Tabla 3.49 Energía no servida en GWh, año 2022. ..............................................................174

Tabla 3.50 Energía no servida en GWh, generación base, año 2026. ..................................177

Tabla 3.51 Energía no servida en GWh, generación en el Centro y Norte – Sur, año 2026. 177

Tabla 3.52 Programa de expansión de la generación – Largo Plazo. Caso Base. ...............180

Tabla 3.53: Líneas de transmisión para el análisis de contingencia, 2022 - 2026 ................205

Tabla 3.54: Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2022. .................206

Tabla 3.55: Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2026. .................206

Tabla 3.56 Máximas Corrientes de Cortocircuito del SEIN 2022 - 2026 ...............................207

Tabla 3.57 Fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2022. ............................................209

Tabla 3.58 Fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2026. ............................................209



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Final


LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 Cronograma de elaboración del Plan de Transmisión. ......................................... 15

Figura 1.2 Alcances del Plan de Transmisión........................................................................ 17

Figura 1.3 Enfoque Integral del Diagnóstico. ......................................................................... 19

Figura 1.4 Diagrama de Proceso de Diagnóstico. ................................................................. 20

Figura 1.5 Futuros de Demanda Año 2026 (MW) .................................................................. 21

Figura 2.1 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base. ............... 50

Figura 2.2 Cobertura de la demanda por tipo de fuente, Caso Base. .................................... 51

Figura 2.3 Consumo de gas de Camisea por centrales de generación en Lima e Ica, Caso Base. .................................................................................................................................... 52

Figura 2.4 Consumo de gas de Camisea según tecnología de generación en el área de Lima e Ica, Caso Base. .................................................................................................................. 52

Figura 2.5 Flujo de potencia promedio en la interconexión Centro – Norte, Caso Base. ....... 54

Figura 2.6 Flujo en la L.T. Piura – La Niña 220 kV, Caso Base. ............................................ 55

Figura 2.7 Flujo promedio de potencia en principales líneas de 220 kV del área de Lima, Caso Base. .................................................................................................................................... 56

Figura 2.8 Flujo promedio en líneas que inyectan energía desde Centro hacia Lima, Caso Base. .................................................................................................................................... 56

Figura 2.9 Flujo promedio total de la interconexión Centro – Sur, Caso Base. ...................... 57

Figura 2.10 Flujo promedio total en la interconexión Centro – Sur, sensibilidad “Retraso del proyecto MAMO”. .................................................................................................................. 58

Figura 2.11 Evolución del despacho de planta a carbón, sensibilidad “Retraso del proyecto MAMO”. ................................................................................................................................ 60

Figura 2.12 Despacho centrales térmicas que operan con combustibles líquidos, sensibilidad “Retraso del proyecto MAMO”. .............................................................................................. 60

Figura 2.13 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso proyectos generación”. ......................................................................................................... 62

Figura 2.14 Comparación despacho planta a carbón, sensibilidad “Retraso proyectos generación”. .......................................................................................................................... 63

Figura 2.15 Comparación despacho centrales diesel y residual, sensibilidad “Retraso proyectos generación” ........................................................................................................... 63

Figura 2.16 Factores de Sensibilidad dV/dP del 2017 – 2018, barras 500 kV y 220 kV. ........ 65

Figura 2.17 Factores de Sensibilidad dV/dQ del 2017 – 2018, barras 500 kV y 220 kV. ....... 66

Figura 2.18 Tensiones en barras de 500 kV en p.u, año 2017. ............................................. 67

Figura 2.19 Tensiones en barras de 220 kV en p.u. (1 de 3), año 2017. ............................... 68



Figura 2.22 Tensiones de Operación en barras de 138 kV en p.u. (1 de 2), año 2017. ......... 69



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Final



Figura 2.24 Carga en líneas de 500 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal, año 2017. 70

Figura 2.25 Carga en líneas de 220 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal. (1 de 5), año 2017. ..................................................................................................................................... 71




Figura 2.29 Carga en líneas de 220 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal (5 de 5), año 2017. ..................................................................................................................................... 73



Figura 2.32 Operación de los SVC’s. (1 de 2), año 2017. ..................................................... 74

Figura 2.33 Operación de los SVC’s. (2 de 2), año 2017. ..................................................... 75

Figura 2.34 Carga en Transformadores de 500/220 kV, año 2017. ....................................... 75


Figura 2.36 Tensiones de Operación en barras de 500 kV en p.u., año 2018. ...................... 77






Figura 2.42 Carga en líneas de 500 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal, año 2018. 80









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Final


Figura 2.49 Carga en líneas de 138 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal (2 de 2), año 2018.. .................................................................................................................................... 84

Figura 2.50 Operación de los SVC’s (1 de 2), año 2018. ...................................................... 84

Figura 2.51 Operación de los SVC’s (2 de 2), año 2018. ...................................................... 85



Figura 2.54 Curva P-V para aumento de carga en la zona Norte, año 2017 – Barras de carga ............................................................................................................................................. 92

Figura 2.55 Curva P-V para aumento de carga de la zona Norte, año 2017 – Barras de paso ............................................................................................................................................. 93

Figura 2.56 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2017 – Barras de carga 95

Figura 2.57 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2017 – Barras de paso . 96

Figura 2.58 Curva P-V para aumento de carga de la zona Norte, año 2018 – Barras de carga ............................................................................................................................................. 98

Figura 2.59 Curva P-V para aumento de carga de la zona Norte, año 2018 – Barras de paso. ............................................................................................................................................. 98

Figura 2.60 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2018 – Barras de carga 99

Figura 2.61 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2018 – Barras de paso 100

Figura 2.62 Resultados de eigenvalores y amortiguamiento porcentual, avenida 2017........102

Figura 2.63 Resultados de eigenvalores y amortiguamiento porcentual, estiaje 2017, avenida y estiaje 2018 .......................................................................................................................103

Figura 3.1 Escenarios de las proyecciones de demanda en MW. ........................................116

Figura 3.2 Tasas de crecimiento promedio anual de los nudos de demanda en energía, al año 2026. ....................................................................................................................................117

Figura 3.3 Tasas de crecimiento promedio anual de los nudos de demanda en energía, al año 2022. ....................................................................................................................................118

Figura 3.4 Escenarios base o nudos. ...................................................................................136

Figura 3.5 Niveles de carga promedio en sub-zonas del SEIN, año 2022. ...........................137

Figura 3.6 HDN y MFI de la L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV, año 2022. ........................139

Figura 3.7 HDN y MFI de la L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV, año 2022. ........................139

Figura 3.8 HDN y MFI del Trafo Kiman Ayllu 220/138 kV, año 2022. ...................................140

Figura 3.9 HDN y MFI de la L.T. Huánuco – Tingo María 138 kV, año 2022. .......................141

Figura 3.10 HDN y MFI de la L.T. Marcona – Ocoña 500 kV, año 2022. ..............................143

Figura 3.11 HDN y MFI de la L.T. Ocoña – San José 500 kV, año 2022. .............................143

Figura 3.12 HDN y MFI de la L.T. Mantaro – Marcona 500 kV, año 2022. ...........................143

Figura 3.13 HDN y MFI de la L.T. Marcona – Nueva Socabaya 500 kV, año 2022. .............144

Figura 3.14 HDN y MFI del transformador Montalvo 500/220 kV, año 2022. ........................144



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Final


Figura 3.15 HDN y MFI de la L.T. Santa Rosa – San Juan 220 kV, año 2022. .....................146

Figura 3.16 HDN y MFI de la L.T. San Juan - Chilca 220 kV, año 2022. ..............................146

Figura 3.17 HDN y MFI de la L.T. Industrial – San Juan 220 kV, año 2022. .........................146

Figura 3.18 HDN y MFI de la L.T. Industrial – San Juan 220 kV, año 2022. .........................147

Figura 3.19 HDN y MFI de la L.T. Chilca REP - Cantera 220 kV, año 2022. ........................148

Figura 3.20 HDN y MFI de la L.T. Cantera - Independencia 220 kV, año 2022. ...................149

Figura 3.21 HDN y MFI de la L.T. Chilca REP - Desierto 220 kV, año 2022. ........................149


Figura 3.23 HDN y MFI de la L.T. Toquepala – Ilo3 138 kV, año 2022. ................................150

Figura 3.24 Sobrecarga promedios del 2022. ......................................................................151

Figura 3.25 Niveles de sobrecarga promedio en sub-zonas del SEIN, año 2026. ................153

Figura 3.26 HDN y MFI de la L.T. Chiclayo - Reque 220 kV, año 2026. ...............................155

Figura 3.27 HDN y MFI de la L.T. Reque - Guadalupe 220 kV, año 2026. ...........................155

Figura 3.28 HDN y MFI de la L.T. Chimbote - Trujillo 500 kV, año 2026. .............................156

Figura 3.29 HDN y MFI de la L.T. Carabayllo - Paramonga 500 kV, año 2026. ....................156

Figura 3.30 HDN y MFI de la L.T. Paramonga - Chimbote 500 kV, año 2026.......................156

Figura 3.31 HDN y MFI del transformador Kiman Ayllu 220/130 kV, año 2026. ....................157

Figura 3.32 HDN y MFI de la L.T. Cajamarca – Cáclic 220 kV, año 2026. ...........................158

Figura 3.33 HDN y MFI de la L.T. Cáclic – Moyobamba 220 kV, año 2026. .........................158

Figura 3.34 HDN y MFI de la L.T. Tarapoto – Moyobamba 138 kV, año 2026......................158

Figura 3.35 HDN y MFI del transformador Aguaytía 220/138 kV, año 2026. ........................159

Figura 3.36 HDN y MFI del transformador Pucallpa 138/60 kV, año 2026. ...........................160

Figura 3.37 HDN y MFI de la L.T. Mantaro - Huayucachi 220 kV, año 2026. .......................161

Figura 3.38 HDN y MFI de la L.T. Chilca – Marcona 500 kV, año 2026. ..............................162

Figura 3.39 HDN y MFI de la L.T. Marcona - Ocoña 500 kV, año 2026. ...............................162

Figura 3.40 HDN y MFI de la L.T. Ocoña – San José 500 kV, año 2026. .............................162

Figura 3.41 HDN y MFI de la L.T. Nueva Socabaya – Montalvo 500 kV, año 2026. .............163

Figura 3.42 HDN y MFI de la L.T. Huacho – Nueva Huaral 220 kV, año 2026. ....................164

Figura 3.43 HDN y MFI de la L.T. Zapallal – Ventanilla 220 kV, año 2026. ..........................165

Figura 3.44 HDN y MFI de la L.T. Ventanilla - Chavarría 220 kV, año 2026. ........................165

Figura 3.45 HDN y MFI de la L.T. San Juan – Chilca 220 kV, año 2026. .............................165

Figura 3.46 HDN y MFI de la L.T. San Rosa – San Juan 220 kV, año 2026. ........................166

Figura 3.47 HDN y MFI de la L.T. Santa Rosa – Industriales 220 kV, año 2026. ..................166

Figura 3.48 HDN y MFI de la L.T. Industriales – San Juan 220 kV, año 2026. .....................166

Figura 3.49 HDN y MFI de la L.T. Carapongo – Santa Rosa 220 kV, año 2026. ..................167



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Final


Figura 3.50 HDN y MFI de la L.T. Carapongo – Chavarría 220 kV, año 2026. .....................167

Figura 3.51 HDN y MFI de la L.T. Moquegua - Puno 220 kV, año 2026. ..............................168

Figura 3.52 HDN y MFI de la L.T. Quencoro - Dolorespata 138 kV, año 2026. ....................169

Figura 3.53 HDN y MFI de la L.T. Suriray - Abancay 220 kV, año 2026. ..............................169

Figura 3.54 HDN y MFI de la L.T. Chilca REP - Cantera 220 kV, año 2026. ........................170

Figura 3.55 HDN y MFI de la L.T. Cantera - Independencia 220 kV, año 2026. ...................171


Figura 3.57 HDN y MFI de la L.T. Desierto – Nueva Chincha 220 kV, año 2026. .................171

Figura 3.58 HDN y MFI de la L.T. Nueva Nazca - Marcona 220 kV, año 2026. ....................171

Figura 3.59 HDN y MFI de la L.T. Toquepala – Ilo 3 138 kV, año 2026. ...............................172

Figura 3.60 Sobrecargas promedio del año 2026. ................................................................173

Figura 3.61 Energía no servida, año 2022. ..........................................................................175

Figura 3.62 Energía no servida, año 2026. ..........................................................................178

Figura 3.63 Tensiones en barras de 500 kV en p.u. (1 de 2), año 2022. ..............................181




Figura 3.67 Tensiones de Operación en barras de 220 kV en p.u. (3 de 3), año 2022. ........183



Figura 3.70 Carga en líneas de 500 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal (1 de 2), año 2022. ....................................................................................................................................185











27/02/2015

Final


Figura 3.79 Operación de los SVC’s (1 de 2), año 2022. .....................................................189

Figura 3.80 Operación de los SVC’s (2 de 2), año 2022. .....................................................190

Figura 3.81 Carga en Transformadores de 500/220 kV, año 2022. ......................................190








Figura 3.89 Tensiones en barras de 220 kV en p.u. (1 de 3), año 2026 (tensiones nominales). ............................................................................................................................................196

Figura 3.90 Tensiones en barras de 220 kV en p.u. (2 de 3), año 2026 (tensiones nominales). ............................................................................................................................................196

Figura 3.91 Tensiones de Operación en barras de 220 kV en p.u. (3 de 3), año 2026 (tensiones nominales). .........................................................................................................196









Figura 3.100 Carga en líneas de 220 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal (5 de 5), año 2026. .............................................................................................................................201



Figura 3.103 Operación de los SVC’s (1 de 2), año 2026. ...................................................203



27/02/2015

Final


Figura 3.104 Operación de los SVC’s (2 de 2), año 2026. ...................................................203

Figura 3.105 Carga en Transformadores de 500/220 kV, año 2026. ....................................204

Figura 4.1 Expansión de “generación eficiente” con proyectos hidroeléctricos. ....................216

Figura 4.2 Expansión de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y a gas natural. ............................................................................................................................................217



27/02/2015

Final


VOLUMEN I

1 Descripción del Diagnóstico

1.1 Antecedentes

El Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Período 2017 - 2026 (Informe de

Diagnóstico) es elaborado por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), en

cumplimiento del Artículo 16° del Reglamento de Transmisión (RT), y con el alcance indicado

en el Artículo 8° de los “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”,

en adelante la “Norma”.

El Informe de Diagnóstico abarca análisis energéticos y eléctricos, para los periodos de corto

plazo (2017 - 2018) y largo plazo (2019 – 2026), con la finalidad de detectar las restricciones

o congestiones en el sistema de transmisión bajo distintas hipótesis de demanda, generación

e hidrología. Las soluciones a estas restricciones y congestiones serán analizadas y definidas

en el estudio de Actualización del Plan de Transmisión, periodo 2017-2026, considerando

además las propuestas de los agentes e interesados. El proceso de que sigue al Informe de

Diagnóstico, hasta la aprobación del Plan de Transmisión es mostrado en la Figura 1.1

siguiente.

Figura 1.1 Cronograma de elaboración del Plan de Transmisión.

28/Feb

Informe de

Diagnóstico

30/Jun

Propuestas de

Solución de

los Agentes

01/Jun

Propuesta

del PT

03/May

Rptas.

Obs.

13/Set

Propuesta

Definitiva PT

12/Abr

Comentarios y

Observaciones

de los Agentes

18/Mar

Publicación del

PT Preliminar

26/Abr

Audiencia

Pública

14/Jul

Observaciones

de

OSINERGMIN

11/Oct

Opinión de

OSINERGMIN

(Enviada al

MINEM)

31/Dic

Aprobación

del PT por el

MINEM

2t 3t1t 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1214t

2015 2016 (*)

03/Jul

Publicación

de las

Propuestas

de solución

de los

Agentes

(*) Las fechas del año 2016 son preliminares



27/02/2015

Final


Como datos base del estudio se utiliza información actualizada de proyecciones de demanda,

planes de obras de generación y planes de obras de transmisión del SEIN, realizando

campañas de levantamiento de información entre los agentes del sector y obteniendo como

resultado la actualización de la evolución del mercado eléctrico conforme a las nuevas

perspectivas de los agentes. En ese sentido, este nuevo Informe de Diagnóstico presenta

variaciones en la demanda y oferta, con respecto a los datos considerados en la

Actualización del Plan de Transmisión 2015 – 2024.

En cuanto al plan de obras de transmisión, este, considera los proyectos que están en

construcción, concesionados o en proceso de licitación. Asimismo, se consideran los

proyectos del Plan de Transmisión 2015 – 2024 (PT), el cual fue elaborado por el COES y

aprobado por el MINEM en diciembre de 2014. Cabe indicar que el PT incluye un Plan

Vinculante 2020 y un Plan de Transmisión 2024. El primero está conformado por obras de

transmisión cuyo inicio de ejecución se realiza dentro de la vigencia del PT, enero 2015 –

diciembre 2016, mientras que el segundo está conformado por obras de transmisión, que

bajo las incertidumbres de la demanda, oferta y otras variables, requieren ser implementados

para el año final del horizonte del estudio.

Por consiguiente, la identificación de las restricciones o congestiones en el sistema de

transmisión que aborda el Informe de Diagnóstico se realiza considerando la expansión de

transmisión contemplada en el PT que comprende el Plan Vinculante 2020 y el Plan de

Transmisión 2024, bajo las nuevas condiciones de demanda y oferta obtenidas en las

campañas mencionadas.

1.2 Base Legal

Ley No. 28832, "Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica"

del 23 de julio de 2006.

Decreto Supremo No. 027-2007-EM, "Reglamento de Transmisión” del 17 de mayo de

2007 y sus modificaciones.

Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM “Criterios y Metodología para la

Elaboración del Plan de Transmisión” del 7 de marzo de 2009.



27/02/2015

Final


1.3 Alcances

Los alcances para este Informe de Diagnóstico son los mismos alcances del Plan de

Transmisión, los cuales según el Artículo 14 del Reglamento del Plan de Transmisión son:

Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las

instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se

inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.

Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del SEIN con

los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas Aislados al

SEIN.

Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia fundamental para

el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN.

Estos alcances se muestran de manera gráfica en la figura siguiente:

Figura 1.2 Alcances del Plan de Transmisión.

Instalaciones que sirven exclusivamente a los usuarios.

Estudio PT COES: Análisis de grandes sistemas de generación con proyección a interconexión internacional (Transmisión de Centrales del Oriente / Interconexión Internacionales)

Criterios del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas - Articulo 139

•Planificación Determinística•Horizonte 10 años•Plan de Obras para Fijación de Tarifas •Responsables: Titular / OSINERGMIN

Instalaciones que sirven exclusivamente a la generación.

Criterios de Planificación deltitular

Instalaciones que sirven a la demanda y la generación (troncales nacionales y regionales)

Interconexión Internacional

Concesiones de Transmisión y Distribución

Usuarios Libres

Sistema Aislado

Criterios de Planificación privados de titulares de concesiones de generación.

PT COES : Cualquier instalación que a criterio del COES brinde seguridad, calidad y fiabilidad al SEIN (RT 14.3)

Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión

•Metodología “TRADE OFF/RISK - MINIMAX”•Horizonte 10 años•Plan Vinculante / Plan de Largo Plazo•Entidad Responsable: COES-SINAC



27/02/2015

Final


1.4 Enfoque Integral del Diagnóstico

Dado que la incertidumbre en la realización de los proyectos de demanda y oferta eléctrica

crece conforme se extienda el horizonte de evaluación, el diagnóstico de las condiciones

operativas del SEIN se realiza bajo un enfoque integral que considera dos horizontes

definidos:

El Corto Plazo (2017-2018): Período en el que se contempla la evolución de la

demanda y oferta dentro de márgenes de variación con relativa alta certidumbre de

ocurrencia, ya que comprende proyectos en marcha o con alto grado de maduración.

La evaluación del SEIN para este período es realizada utilizando metodologías

determinísticas.

El Largo Plazo (2019–2026): En este período la evolución del SEIN está sujeta a

incertidumbres tanto en el lado de la demanda (variaciones de crecimiento vegetativo

por zonas, grandes proyectos de demanda, etc.) como del lado de la oferta de

generación (incertidumbre en la magnitud, ubicación, tipo y oportunidad de puesta en

operación de centrales de generación). Asimismo, la hidrología es considerada como

una incertidumbre adicional. Por lo indicado, el diagnóstico del SEIN para este período

se realiza mediante metodologías que consideran un enfoque basado en

incertidumbres.

El enfoque integral del diagnóstico del SEIN puede resumirse esquemáticamente en el

diagrama de la Figura 1.3.



27/02/2015

Final


Figura 1.3 Enfoque Integral del Diagnóstico.

En grandes bloques, el Diagnóstico está compuesto por tres partes: La información y los

Procesos Básicos, el Diagnóstico propiamente dicho y los Resultados del Diagnóstico.

La primera parte corresponde a la preparación de la información base para el análisis (bases

de datos de los modelos a utilizar, demanda y oferta de generación); la segunda parte

comprende la simulación con los modelos, análisis e interpretación de los resultados; y la

tercera parte corresponde a la presentación de los resultados y conclusiones.

El diagrama de flujo de procesos del Diagnóstico realizado se presenta en la Figura 1.4.

INFORMACIÓN Y PROCESOS BÁSICOS

RESULTADOSDIAGNÓSTICO

Diagnóstico Operativo(Análisis Eléctrico -

DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal y Contingencia- Estabilidad Permanente, Transitoria y de Tensión- Cortocircuito

Diagnóstico de la Operación Económica

(Análisis Energético -PERSEO)

- Despacho de Generac- Consumo de Gas

CORTO PLAZO (2017-2018)- Proyección de la Demanda- Programa de Obras de Generación- Programa de Obras de Transmisión

- Futuros de Demanda

- Futuros de Generación

- Futuros de Hidrología

- Energía No Servida- Insuficiencia de Generación- Insuficiencia de Gas Natural- Sobrecargas en Líneas de Transmisión y Transformadores- Insuficiencia de Reactivos- Problemas de Estabilidad- Costos Marginales

Enfoque Determinístico

Diagnóstico de la Op. Económica Basado en

Incertidumbres(Análisis Energético -

PERSEO)- Flujos Medios de Potencia- Energía No Servida- Horas de Despacho No Económico

Diagnóstico Operativo de Verificación

(Análisis Eléctrico -DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal- Estabilidad Transitoria

LARGO PLAZO (2019-2026)

Enfoque Basado en Incertidumbres Enfoque Determinístico



27/02/2015

Final


Figura 1.4 Diagrama de Proceso de Diagnóstico.

Diagrama de Proceso del Diagnóstico

DIAGNÓSTICOINFORMACIÓN Y PROCESOS BÁSICOS

DIAGNÓSTICO DECORTO PLAZO

Proyección de Demanda

Base, Optimista, Pesimista

Planes de ObrasG y T 2015-2018

BD DigsilentActual

ActualizaciónBD DigSilent

BD DigSilent Completa(2017-2018)

2017, 2018Avenida: Max, Med, MinEstiaje: Max, Med, Min

Máxima Anual

Total: 14 casos

ActualizaciónBD PERSEO

BD PERSEOActual

BDs PERSEO(2017-2018)

1 Caso Base1 Sensibilidad

Total: 2 casos

Diagnóstico Operativo(Análisis Eléctrico - DigSiILENT)

- Flujo de Carga Normaly en Contingencia

- Estabilidad Permanente u Oscilatoria, Transitoria y de Tensión

- Cortocircuito

Diagnóstico de la Operación Económica(Análisis Energético - PERSEO)

- Despacho de Generación- Consumo de Gas

- Flujos Promedios de Potencia por LL.TT.

-Reserva de Generación

DIAGNÓSTICO DELARGO PLAZO

Diagnóstico de la Operación Económica Basado en Incertidumbres

(Análisis Energético - PERSEO)

- Flujos Medios de Potencia

- Energía No Servida

- Horas de Despacho No Económico yFlujos de Energía Interrumpidos (GWh)

Diagnóstico Operativo de Verificación (Análisis Eléctrico - DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal

- Estabilidad Transitoria

- Cortocircuito

Futuros

PLAN DE TRANSMISIÓN

IncertidumbresDemanda

Generación Hidrologías

Planteamiento Futuros

Demandas (4)

Generación (27)Hidrologías (3)

Futuros Extremos

Año 2022: 114Año 2026 162

Total: 276

Combinación(proceso manual)

BDs PERSEO

Año 2022: 114Año 2026: 162

Total: 276 casos

Incluye casos con y sin límites de transmisión

PLAN DE TRANSMISIÓN

2024

PLANVINCULANTE

2020

ActualizaciónBD DigSilent

BD DigSilent (2022, 2026)

2022, 2026Avenida: Max, Med, MinEstiaje: Max, Med, Min

Máxima Anual

Total: 14 casos

RESULTADOS

- Energía No Servida

- Insuficiencia de Generación

- Insuficiencia de Gas Natural

- Sobrecargas en Líneas de Transmisión y Transformadores

- Insuficiencia de Reactivos

- Problemas de Estabilidad



27/02/2015

Final


En este diagrama se puede observar la interacción entre las etapas de entrada de

información (a partir de los resultados del PT anterior), la información y procesos básicos, y la

del diagnóstico. Comprendiendo esté último la preparación de datos y su procesamiento,

utilizando modelos informáticos de análisis energético (PERSEO) y de análisis de sistemas

eléctricos de potencia (DigSilent), para ser utilizados en el desarrollo del diagnóstico de corto

y largo plazo, para finalmente presentar los resultados del proceso.

La información y procesos básicos incluyen la proyección de la demanda, y la elaboración de

los planes de obras de transmisión y generación, los cuales se utilizan principalmente en el

diagnóstico de corto plazo, bajo un enfoque determinístico. Incluye también la elaboración de

los “futuros” de demanda, oferta e hidrología, los cuales se utilizan en el diagnóstico de largo

plazo, bajo un enfoque basado en incertidumbre que se desarrolla en la sección 3.1

El Informe de Diagnóstico, a fin de cumplir con lo indicado por la Norma, ha sido elaborado

bajo una metodología desarrollada por el COES, siendo su principal característica el análisis

basado en “incertidumbres” para el largo plazo, y un análisis tradicional bajo criterios

“determinísticos” para el corto plazo.

En el largo plazo se parte de la premisa de que el futuro no está definido, sino que está

circunscrito dentro de un rango de incertidumbres, que afectan las decisiones de expansión

del sistema de transmisión. Estas “incertidumbres” son: la demanda, oferta de generación e

hidrología. En la Figura siguiente se ilustra el rango de variación considerado para la

demanda, la cual no solo varía en magnitud sino en ubicación.

Figura 1.5 Futuros de Demanda Año 2026 (MW)

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

No

rte

+ S

ur

Centro

Futuros de Demanda del año 2026 (MW)

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

1: Optimista Norte-Sur

3:Optimista Centro

4: Pesimista

2: Medio

Área de

interés



27/02/2015

Final


De igual forma, en lo que respecta a la oferta de generación, para el largo plazo se plantean

futuros de oferta acorde al grado de maduración de los proyectos, así como de su tamaño y

ubicación, que sean relevantes para la expansión de la transmisión.

Para elaborar el Plan de Transmisión, el planificador no tiene que “predecir” con precisión el

futuro y decidir el plan de expansión (análisis determinístico), sino más bien acotar los rangos

de las incertidumbres relevantes y tomar las decisiones de expansión de la transmisión de

manera que sirvan para todos los rangos indicados (análisis basado en incertidumbres), o en

su defecto para la mayor parte de cada uno de ellos. Es por ello que, en sintonía con el

objetivo de la planificación en mente, el Informe de Diagnóstico en el largo plazo también está

basado en incertidumbres.

En el largo plazo el análisis se realiza utilizando una gran cantidad de simulaciones en el

modelo energético (PERSEO), que abarquen todas las combinaciones factibles de los futuros

de incertidumbres. Adicionalmente, se utilizan un modelo de análisis de sistemas eléctricos

de potencia (DIgSILENT), observando el desempeño en estado estacionario y dinámico del

sistema de transmisión del SEIN, ante la materialización de un conjunto de proyectos de

demanda y oferta.

Es importante remarcar que en el corto plazo la evolución de la demanda y la oferta de

generación tienen un relativo mayor grado de predictibilidad, debido a que la información

existente da cuenta de una serie de factores concretos que permiten ser proyectados con una

certidumbre aceptable para fines de planificación. Es por esta razón que en el corto plazo se

utiliza un enfoque determinístico para las simulaciones energéticas, y se utiliza el modelo

PERSEO. De forma similar, en el corto plazo se utiliza el modelo DIgSilent para evaluar el

desempeño en estado estacionario y dinámico del sistema de transmisión del SEIN.

En general, los análisis eléctricos permiten evaluar el desempeño del sistema de transmisión

del SEIN, sobre condiciones de operación normal y en contingencia. En el corto y largo plazo

se consideran diversos escenarios de crecimiento de demanda media (máxima, media y

mínima) y periodos hidrológicos promedios (avenida y estiaje).

El desempeño del sistema en estado estacionario es obtenido a partir de la observación de

las tensiones en barras, flujos en líneas y transformadores, y operación de los SVCs. Se

evalúa también si las corrientes de cortocircuito previstas exceden las capacidades de

ruptura de los equipamientos. Asimismo, a partir del cálculo de los factores de sensibilidades

se determinan los cambios de tensión ante un incremento unitario de la potencia activa y

reactiva en las cargas, con el fin de evaluar su impacto e identificar aquellas zonas con pobre



27/02/2015

Final


control de tensión. A su vez, en base a las curvas P-V con crecimiento de demanda Norte o

Sur y ambos, se genera el lugar geométrico de la frontera donde se presenta el colapso de

tensión y el margen permitido para una operación segura.

El desempeño dinámico del sistema es evaluado a partir del análisis de estabilidad angular

(transitoria y permanente) y de tensión. La estabilidad angular representa la habilidad del

sistema para evitar la pérdida de sincronismo de las máquinas síncronas que lo conforman.

Por otra parte, la estabilidad de tensión representa la habilidad del sistema para, a partir de

los recursos de compensación reactiva, mantener las tensiones en valores aceptables.

Ambos análisis permiten determinar el grado de robustez del sistema mediante la

observación de las condiciones de operación en contingencias.

Como resultados del diagnóstico se presentan indicadores (energía no servida, insuficiencia

de generación, insuficiencia de gas natural y costos marginales, sobrecargas en líneas de

transmisión y transformadores, problemas de estabilidad, control de tensión, etc.) y el análisis

de los mismos, que ponga en evidencia la situación del desempeño del SEIN considerando la

expansión de la transmisión contemplada en el PT pero en el marco de las nuevas

condiciones de demanda y oferta.

1.5 Criterios y Metodología

1.5.1 Criterios y Metodología para el Diagnóstico de Corto Plazo

El diagnóstico de corto plazo comprende el análisis de la operación económica y el análisis

operativo del SEIN en el periodo 2017 – 2018. Este análisis se realiza empleando una

metodología determinística, la cual considera una proyección de demanda (crecimiento

medio), un programa de obras de generación definido por proyectos comprometidos y otros

con alta probabilidad de ingresar en el periodo de estudio; los cuales en su mayoría cuentan

con estudio de Pre Operatividad aprobado, así como el sistema de transmisión existente y

previsto a ingresar en el periodo de estudio.

a) Criterios y Metodología para el Diagnóstico de La Operación Económica (Análisis

Energético)

Se realiza mediante simulaciones de la operación económica del sistema las cuales tienen

por objeto determinar los despachos de generación de las centrales del SEIN a mínimo costo,

las congestiones que se podrían presentar en el sistema de transmisión, el consumo de gas

natural, y los posibles racionamientos.



27/02/2015

Final


La metodología usada para el desarrollo del diagnóstico de la operación económica del

sistema en el corto plazo tiene un enfoque determinístico, considerando un solo escenario de

crecimiento de la demanda (demanda media) y el plan de obras de generación y de

transmisión actualizado, este plan incluye los proyectos definidos y comprometidos en el

periodo de análisis, definiendo de esta forma el Caso Base.

Sobre el Caso Base se analizan sensibilidades, las cuales consideran retrasos en la fecha de

ingreso de proyectos de generación, así como de proyectos de transmisión, que tengan alto

impacto en la operación económica del sistema.

A continuación se describen con mayor detalle los criterios utilizados en el análisis energético

de corto plazo:

Modelamiento del Sistema

Las simulaciones se realizan utilizando el modelo de la operación económica del sistema

“PERSEO”, cuya base de datos se ha tomado del estudio para la Fijación Tarifaría del

periodo mayo 2014 – abril 2015, la cual ha sido actualizada con la información de demanda,

expansión de la generación y transmisión prevista en el periodo de estudio.

Disponibilidad de gas natural de Camisea

La disponibilidad de gas natural de Camisea considerada en el presente estudio es como se

indica en la Tabla 1.1.

Tabla 1.1 Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación.

El incremento de la capacidad en el periodo 2016 – 2017 (desde el mes de abril de 2016)

considera el 16° Open Season, donde se adjudicó 60 MMPCD para las empresas de

generación eléctrica.

A partir del año 2018 se considera que no existe limitación del gas debido a la culminación de

los trabajos para la ampliación del ducto.

Despacho de centrales que utilizan gas de Camisea

Durante el año 2015 y hasta marzo de 2016 el total de transporte firme de gas de Camisea

disponible para generación es de 453 MMPCD. En abril de 2016 se tiene previsto un

2015 2016 - 2017 2018

Capacidad Firme de Transporte (MMPCD) 453 512 Sin límites

Año



27/02/2015

Final


incremento de 60 MMPCD por lo cual las empresas que se adjudicaron este volumen estarán

en la capacidad de incrementar su generación.

En la Tabla 1.2 se muestra de manera comparativa la capacidad de transporte firme que

requieren las centrales que utilizan gas de Camisea para operar a plena capacidad y la

capacidad firme que disponen.

Tabla 1.2 Contrato firme de transporte de gas natural de Camisea.

A partir del año 2018; año en el cual se considera la puesta en servicio de la ampliación del

gasoducto de Camisea, no se considera limitación en el suministro de gas natural de

Camisea para las centrales térmicas que utilizan este combustible.

Mantenimientos de generación

Los mantenimientos de las unidades de generación del SEIN en el periodo 2016 – 2018

consideran como referencia el programa de mantenimiento utilizado en el Programa de

Mediano Plazo de la Operación del SEIN, publicado en el mes de diciembre de 2014. Cabe

indicar que se ha incluido el mantenimiento de una unidad turbogas de 200 MW durante todo

el periodo de análisis.

Costos de Combustibles

Para la actualización de los costos variables de las centrales térmicas del SEIN se ha

considerado los costos de combustibles utilizados en la fijación tarifaria del periodo mayo

2014 - abril 2015, elaborado por OSINERGMIN y cuyos valores no se modifican en el periodo

de análisis. En la Tabla 1.3 se muestra los costos variables de las centrales térmicas.

Gas Requerido Capacidad Firme (1) Capacidad Firme (2)

MMPCD MMPCD MMPCD

ENERSUR 121 103 124

KALLPA 174 123 157

EDEGEL 172 113 113

FENIX 85 58 58

TERMOCHILCA 45 23 23

EGESUR 5 3 5

EGASA 19 20 20

SDF ENERGY 7 9 14

TOTAL 627 453 512

Notas:

(1): Capacidad a octubre de 2014

(2): Capacidad a partir de abril de 2016

Empresa



27/02/2015

Final


Tabla 1.3 Datos de centrales térmicas.

CENTRAL EstadoP. Efectiva

MW

CVNC

US $ MWh

Cons. Esp.

MMBTU/MWh (1)

Ton/MWh (2)

Tipo

Precio (3)

US $/MMBTU

US $/Ton

CV

US $/MWh

Turbo Gas Natural Malacas 1 (TUD) Existente 11,698 2,6900 13,796 Gas Natural 2,7861 41,126

Turbo Gas Natural Malacas 4 A (TUD) Existente 84,907 3,1325 11,369 Gas Natural 2,7861 34,806

Turbo Gas Natural Malacas 4 B (TUD) Existente 18,485 22,7400 11,882 Gas Natural + H2O 2,7861 55,844

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 (TUD) Existente 50,972 6,7000 12,341 Gas Natural 2,7962 41,207

Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-6 Existente 52,535 6,7000 0,279 Diesel B5 S-50 1 115,0524 317,575

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 (TUD) Existente 52,377 6,5350 12,606 Gas Natural 2,7962 41,785

Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-5 Existente 51,733 6,5350 0,286 Diesel B5 S-50 1 115,0524 325,346

Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con inyección) (TUD) Existente 121,018 3,6125 11,254 Gas Natural 2,7962 35,080

Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (sin inyección) (TUD) Existente 107,124 3,6125 11,391 Gas Natural 2,7962 35,464

Turbo Gas Diesel Santa Rosa WTG (con inyección) Existente 121,331 4,1000 0,257 Diesel B5 S-50 1 115,0524 290,691

Turbo Vapor de Shougesa Existente 63,672 1,3200 0,314 Residual 500 673,2105 212,944

G. Diesel Shougesa Existente 1,241 2,4543 0,220 Diesel B5 S-50 1 122,4210 249,387

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 (TUD) Existente 84,900 2,6900 11,737 Gas Natural 2,7861 35,389

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 (TUD) Existente 85,447 2,6900 11,692 Gas Natural 2,7861 35,264

G. Diesel Tumbes Nueva 1 Existente 16,347 13,9186 0,210 Residual 6 712,0314 163,104

Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (sin inyección de agua) TUD Existente 156,106 2,6900 10,002 Gas Natural 2,7090 29,785

Turbo Gas Natural Ventanilla 4 (sin inyección de agua) TUD Existente 152,797 2,6900 10,035 Gas Natural 2,7090 29,876

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional) TUD Existente 227,992 3,3450 6,907 Gas Natural 2,7090 22,055

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (con fuego adicional) TUD Existente 20,386 3,3450 6,884 Gas Natural 2,7090 21,993

Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (sin fuego adicional) TUD Existente 217,013 3,3450 6,907 Gas Natural 2,7090 22,055

Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (con fuego adicional) TUD Existente 19,608 3,3450 6,884 Gas Natural 2,7090 21,993

Turbo Gas Natural Chilca TG1 (TUD) Existente 174,984 4,4118 9,807 Gas Natural 2,8048 31,919



Turbo Gas Natural Kallpa TG1 (TUD) Existente 187,671 4,4729 9,985 Gas Natural 2,7913 32,344



Turbo Gas Natural Santa Rosa TG8 (TUD) Existente 199,830 2,6900 9,879 Gas Natural 2,9112 31,451

Turbo Gas Natural Las Flores (TUD) Existente 192,847 2,6900 10,237 Gas Natural 3,0743 34,160

Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 Existente 3,930 2,4543 0,151 Diesel B5 S-50 1 157,9520 177,558

Bellavista ALCO Existente 1,548 2,4543 0,312 Diesel B5 S-50 1 158,8289 364,496

Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Existente 10,216 2,4543 0,212 Mezcla2 R500,DB5S50 737,5825 159,154

Chilina Ciclo Combinado Existente 15,754 3,3450 0,293 Diesel B5 S-50 1 139,6479 337,234

Chilina TV Nº 2 Existente 6,199 1,3200 0,398 Residual 500 692,8975 277,093

Chilina TV Nº 3 Existente 10,205 1,3200 0,403 Residual 500 692,8975 280,412

Mollendo I GD Existente 29,809 2,4543 0,211 Residual 500 683,8885 146,550

Ilo 1 TV Nº 2 Existente 0,000 7,1007 0,000 Residual 500 0,0000 7,101

Ilo 1 TV Nº 3 Existente 66,386 4,7576 0,212 Vapor+R500 620,4250 136,226

Ilo 1 TV Nº 4 Existente 44,062 5,0682 0,298 Residual 500 682,4675 208,691

Ilo 1 TG Nº 1 Existente 34,929 9,2482 0,254 Diesel B5 1 163,8001 305,179

Ilo 1 TG Nº 2 Existente 30,725 10,3207 0,252 Diesel B5 1 163,8001 303,505

Ilo 1 GD Nº 1 Existente 3,280 16,7025 0,204 Diesel B5 1 163,8001 253,710

Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Existente 139,777 2,1876 0,393 Carbón 93,5300 38,911

Independencia GD - GN (Ex Calana GD) TUD Existente 22,967 2,4543 9,166 Gas Natural 2,6064 26,344

Turbo Gas Natural Pisco con GN (ex Mollendo II TG) TUD Existente 70,663 2,6900 12,081 Gas Natural 2,5543 33,548

Turbo Gas Natural Santo Domingo Olleros (TUD) Existente 209,043 2,6726 9,679 Gas Natural 2,8612 30,365

Turbo Gas Natural CC TG1 Kallpa (TUD) Existente 281,066 3,3450 6,797 Gas Natural 2,7913 22,319



Turbo Gas Natural CS Fenix (TUD) Existente 360,000 3,0800 9,125 Gas Natural 2,8261 28,868

Turbo Gas Natural CC Fenix (TUD) Existente 556,800 3,0800 6,850 Gas Natural 2,8261 22,439

Turbo Gas Natural CC TG1 Chilca I (TUD) Existente 269,368 3,3450 6,590 Gas Natural 2,8048 21,828



Reserva Fria Talara Existente 186,600 4,0000 0,236 Diesel B5 1 108,7665 266,084

Reserva Fria Puerto Eten Existente 214,000 4,0000 0,246 Diesel B5 1 116,4718 278,266

Reserva Fria Ilo Existente 460,000 4,0000 0,247 Diesel B5 1 163,8001 291,563

Turbo Gas Natural TG1 Tablazo Existente 26,839 2,6900 14,033 Gas Natural 0,0000 2,690

Reserva Fría Pucallpa (4) Proyecto 40,000 4,0000 0,224 Diesel B5 1 181,8102 268,489

Reserva Fría Puerto Maldonado (4) Proyecto 18,000 4,0000 0,203 Diesel B5 S-50 1 403,3620 288,882

Turbo Gas Samay II (4) Proyecto 500,000 4,0000 0,215 Diesel B5 S-50 1 141,1824 249,582

CT Ilo - Nodo Energético del Sur - Diesel (4) Proyecto 500,000 4,0000 0,215 Diesel B5 1 134,6779 248,183

CT Santo Domingo de los Olleros - Ciclo Combinado (4) Proyecto 297,600 3,3450 6,850 Gas Natural 2,8612 22,944

Fuente: Fijación Tarifaría Mayo 2014 - Abril 2015

Notas:

(1): Unidades de consumo específico y precios para combustible Gas Natural estan en MMBTU/MWh.

(2): Unidades de consumo específico y precios para combustible Liquidos y Crabón estan en Ton/MWh.

(3): El precio de combustible incluye fletes, tratamiento mecánico, químico y stock.

(4): Valores estimados.

TUD: Se considera Tarifa Única de Distribución.



27/02/2015

Final


Líneas de transmisión

En cuanto a las líneas de transmisión que enlazan las zonas Centro y Sur se ha considerado

lo siguiente:

LT Mantaro – Cotaruse - Socabaya de 220 kV. Presenta cuatro (4) circuitos y cuatro

(4) bancos de compensación serie. Tiene un límite de transmisión actual de la línea

(dos circuitos) en condiciones normales de 505 MVA (1325 A) medidos en la S.E.

Mantaro, como definido en la Adenda N° 8 del contrato BOOT suscrito entre el Estado

Peruano y el Consorcio Transmantaro S.A. mediante la Resolución Ministerial N° 121-

2009-MEM/VME. Este límite de transmisión considera a la línea indicada como único

enlace entre el Centro y el Sur.

Por otro lado, de acuerdo a lo indicado en la referencia [1], el límite de transmisión de

la línea podría aumentar hasta 2505 MVA (2650 A) en condiciones normales,

considerando redundancia adicional de enlace entre el Centro y Sur.

LT Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo de 500 kV. De acuerdo a lo mencionado en

el Informe COES/SEV “Actualización de las capacidades de líneas, transformadores y

acoplamientos de barras del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional” [2], esta línea

tiene un límite de transmisión de 840 MVA (971 A) en condiciones.

LT Colcabamba (Mantaro) – Poroma (Marcona) 500 kV. De acuerdo a lo mencionado

en el Contrato de Concesión SGT "Línea de Transmisión 500 kV Mantaro-Marcona-

Socabaya-Montalvo y Subestaciones Asociadas", versión final Junio 2013 [3], esta

línea tiene un límite de transmisión de 800 MVA (924 A) en condiciones normales y se

considera una compensación serie de 52% en la línea.

LT Poroma (Marcona) – Yarabamba (Nueva Socabaya) – Montalvo de 500 kV. De

acuerdo con la referencia [3], esta línea tiene un límite de transmisión de 700 MVA

(808 A) en condiciones normales y se considera una compensación serie de 60% en

el tramo Poroma – Yarabamba.

Asimismo, se considera que a partir del año 2017 el límite de transferencia total del

enlace Centro – Sur en condiciones normales es mayor a 1600 MW.

De manera similar, para las líneas de transmisión que enlazan las zonas Centro y Norte del

SEIN se han considerado los siguientes límites de transmisión obtenidos de la referencia [2]:

LT Paramonga Nueva – Chimbote de 220 kV. Con sus dos circuitos tiene un límite de

transmisión total de 2180 MVA (944 A) en condiciones normales.



27/02/2015

Final


LT Conococha – Kiman Ayllu de 220 kV: Con sus dos circuitos tiene un límite de

transmisión de 2180 MVA (944 A).

LT Carabayllo - Chimbote de 500 kV. Tiene un límite actual de transmisión de 865

MVA (1000 A) y en el 2018 se repotencia a 1000 MVA (1155 A) en condiciones

normales.

Modelamiento de centrales RER

Los proyectos RER de tipo eólico y de biomasa se modelan como centrales térmicas con

costos operativos de valor cero, con el fin de que tengan prioridad en el despacho. Asimismo,

se considera el despacho de dichas unidades con una potencia media, la cual se determina a

partir de la Energía Adjudicada de cada proyecto, en la subasta correspondiente. Los

proyectos solares se descuentan en la demanda.

Los proyectos hidroeléctricos RER han sido modelados como centrales térmicas; de la misma

forma que los demás proyectos RER, con excepción de algunas centrales hidroeléctricas, de

las cuales se disponía de información de los caudales históricos de los afluentes a la central.

En la Tabla 1.4 se indica los proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares y de biomasa,

adjudicados en la primera y segunda subasta RER. Todos ellos han sido considerados en las

simulaciones.



27/02/2015

Final


Tabla 1.4 Proyectos RER considerados en el modelo

Estado Subasta

Hidroeléctricas Chancay (Zapallal) Proyecto 1era 19,2 143,0

Pucamarca Existente 1era 2,0 9,0

Santa Cruz II Existente 1era 6,5 33,0

Santa Cruz I Existente 1era 6,0 29,5

Nueva Imperial Existente 1era 4,0 25,0

Yanapampa Existente 1era 4,1 28,0

Huasahuasi II Existente 1era 8,0 42,5

Huasahuasi I Existente 1era 7,9 42,5

Poechos 2 Existente 1era 10,0 50,0

Roncador Existente 1era 3,8 28,1

La Joya Existente 1era 9,6 54,7

Angel I Proyecto 1era 20,0 131,0

Angel II Proyecto 1era 20,0 131,0

Angel III Proyecto 1era 20,0 131,0

Carhuaquero IV Existente 1era 10,0 66,5

Caña Brava Existente 1era 6,0 21,5

Las Pizarras Existente 1era 18,0 85,0

Canchayllo Proyecto 2da 3,7 25,2

Huatziroki Proyecto 2da 11,1 72,3

Manta Proyecto 2da 19,8 127,5

RenovAndes H1 Proyecto 2da 20,0 150,0

8 de Agosto Proyecto 2da 19,0 140,0

El Carmen Proyecto 2da 8,4 45,0

Runatullo III Existente 2da 20,0 120,0

Runatullo II Proyecto 3ra 19,0 80,0

Karpa Proyecto 3ra 19,0 115,0

Colca Proyecto 3ra 12,1 70,2

Yarucaya Proyecto 3ra 16,5 115,0

Laguna azul Proyecto 3ra 20,0 130,0

Santa Lorenza I Proyecto 3ra 18,7 140,0

Carhuac Proyecto 3ra 15,8 97,0

Zana 1 Proyecto 3ra 13,2 80,9

Potrero Proyecto 3ra 19,9 134,2

Hydrica 1 Proyecto 3ra 6,6 35,6





Solares Panamericana Solar (Ilo) Existente 1era 20,0 50,7

Majes Solar Existente 1era 20,0 37,6

Reparticion Solar Existente 1era 20,0 37,4

Tacna Solar Existente 1era 20,0 47,2

Moquegua FV Proyecto 2da 16,0 43,0

Eólicas Marcona Existente 1era 32,0 148,4

Talara Existente 1era 30,0 119,7

Cuspinique Existente 1era 80,0 303,0

Tres Hermanas Proyecto 2da 90,0 415,8

Biomasa Cogeneracion Paramonga Proyecto 1era 23,0 115,0

Huaycoloro Proyecto 1era 4,0 28,3

La Gringa V Proyecto 2da 2,0 14,0

Potencia de

Contrato (MW)

Energia Anual

Adjudicada (GWh)Centrales RER existentes y proyectos



27/02/2015

Final


b) Diagnóstico Operativo de corto plazo (Análisis Eléctrico)

El diagnóstico de la operación del SEIN en el corto plazo (2017-2018) está conformado por

un conjunto de análisis orientados a obtener indicadores de comportamiento, que miden el

desempeño del equipamiento, la operación del sistema en estado estacionario, su

comportamiento dinámico y su fortaleza para enfrentar posibles fallas, considerando los

aspectos técnicos de congestión, regulación de tensión y seguridad de la red.

Este proceso del diagnóstico considera la operación en estado estacionario, factores de

sensibilidad, condiciones normales y en contingencias, cálculo de cortocircuito, la estabilidad

angular (estabilidad transitoria y permanente), así como la evaluación de la estabilidad de

tensión. Todo esto evaluado en el periodo de avenida y estiaje en la máxima, media y mínima

demanda así como la máxima demanda anual.

Análisis de Factores de Sensibilidad dV/dQ y dV/dP

Los factores de sensibilidad de las barras del sistema troncal del SEIN permiten establecer la

dependencia de las tensiones en barra ante cambios de potencia activa y reactiva de las

cargas. En ese sentido, se calculan los factores de sensibilidad dV/dQ para efectos de

identificar enlaces de refuerzo o la ubicación de equipos de compensación reactiva, mientras

que por otro lado se calculan los factores de sensibilidad dV/dP, para identificar las barras en

las cuales un corte de carga tiene mayor efecto sobre la tensión de la misma barra o de

cierta zona.

Operación en Estado Estacionario en Condiciones Normales

Las simulaciones de flujo de potencia en condiciones normales de operación se realizan en

condiciones de demanda máxima, media y mínima, en los períodos hidrológicos de avenida y

estiaje; y en la máxima demanda anual. De los resultados de este análisis será necesario

observar lo siguiente:

El flujo de potencia en líneas del sistema troncal (500 kV, 220 kV, 138 kV), para

cuantificar el intercambio de potencia activa entre zonas del SEIN, así como las

sobrecargas en líneas.

El perfil de tensiones del sistema troncal para identificar áreas con problemas de

control de tensiones y requerimientos de compensación reactiva, etc.

Potencia activa y reactiva de las centrales de generación.



27/02/2015

Final


Margen de operación de los equipos estáticos de compensación de potencia reactiva.

Para calificar el desempeño del SEIN se utilizan los siguientes criterios de operación

obtenidos de los procedimientos técnicos del COES PR-9 “Coordinación de la Operación en

Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional” [4] y PR-20 “Ingreso, Modificación y Retiro

de Instalaciones en el SEIN” [5]:

Las tensiones en barras de carga debe estar en el rango de ±2,5% de la tensión

operación. La tensión en barras del SEIN tiene como referencia las tensiones de

operación establecidas por el COES en el Informe COES/D-744-2010 “Tensiones de

operación en las principales barras del SEIN” [6].

No se permiten sobrecargas en líneas ni en transformadores de potencia. El nivel de

carga de las líneas estará de acuerdo con los límites de transmisión en condiciones

normales obtenidos del Informe COES/SEV “Actualización de las capacidades de

líneas, transformadores y acoplamientos de barras del Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional” [2].

Los compensadores estáticos deben operar cerca de la condición de “cero generación

o absorción de potencia reactiva”, de manera que tengan margen de actuación para

los casos de contingencia.

Los generadores sincrónicos deben operar dentro de su Curva de Capabilidad.

Operación en Estado Estacionario en Contingencia

Con el fin de identificar la importancia de determinados enlaces de transmisión y/o eventuales

refuerzos de transmisión, se analiza la operación del sistema en contingencias. En este

sentido, se analizan contingencias simples de salidas de las principales líneas de

transmisión.

Los criterios técnicos de desempeño del sistema para condiciones en emergencia, resultado

de la operación en estado estacionario post contingencia, se describen a continuación:


carga de las líneas estará de acuerdo con sus límites de transmisión en condiciones

de emergencia, de forma similar, obtenido del Informe COES/SEV [2].



27/02/2015

Final


Cálculos de Cortocircuito

Los cálculos de los valores de niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico, se

realizan según las recomendaciones de la norma IEC60909 “Short-Circuit Currents in Three-

Phase A.C.”. Posteriormente se verifica si los valores de los niveles máximos de corrientes de

cortocircuito exceden las capacidades de ruptura de los equipamientos.

Análisis de Estabilidad de Tensión

El análisis de estabilidad de tensión en el corto plazo tiene como objetivo determinar

cualitativamente y cuantitativamente la fortaleza o debilidad del sistema ante incrementos de

demanda en las cargas. Partiendo de un punto de operación conocido, si se estresa

progresivamente el sistema mediante el aumento de la demanda en barras de carga

definidas, se obtiene un deterioro de las condiciones de operación, incluso provocando la

vulneración de los límites operativos (tensiones en barras, sobrecargas en líneas, entre

otros). El aumento de la demanda puede, entonces, cruzar el límite máximo de transferencia

de potencia y, consecuencia de ello, el mecanismo de restauración dinámica de las cargas se

vuelve inestable, provocando caídas incontrolables de las tensiones, lo que produce una

situación catastrófica de inestabilidad de tensión denominada de “colapso de tensión”.

A pesar que el fenómeno de inestabilidad de tensión es dinámico, comúnmente su estudio se

realiza mediante análisis estático y preferentemente se analiza el límite máximo de

transferencia de potencia como condición de pérdida de factibilidad de la operación. Para

determinar este límite se pueden ejecutar algoritmos de flujo de potencia modificados, por

ejemplo métodos para trazar la curva P-V mediante el continuo de puntos de operación. Es

importante resaltar que, a pesar que el análisis estático resulta práctico, la convergencia de

los algoritmos de flujo de potencia en puntos de operación próximos al colapso de tensión

está asociada a diversas condiciones de control y despacho de generación. Para

proporcionar cierta uniformidad en el análisis estático, se suele inhibir las acciones de control

que pueden crear conflicto, por ejemplo el control de taps de transformadores.

Adicionalmente a la determinación del punto de colapso de tensión, se registrará el límite

operativo del sistema ante el aumento de carga por zonas usando las siguientes restricciones

recomendadas en la operación a máximas cargas:

Las tensiones en barras de carga mayores a 0,95 p.u. o se ingrese al sector de mayor

pendiente en la curva PV en esas barras.



27/02/2015

Final


Las tensiones en barras de paso mayores a 0,90 p.u. o se ingrese al sector de mayor

pendiente en la curva PV en esas barras.

Análisis de estabilidad permanente

La estabilidad permanente se evalúa considerando las condiciones de operación en estado

estacionario en condiciones normales y en contingencia N-1, con máxima transferencia de

potencia.

Mediante la técnica de Análisis Modal se calculan los modos electromecánicos de oscilación

del SEIN, para identificar los modos interárea críticos con bajo nivel de amortiguamiento.

La identificación de la evolución de los modos de oscilación interárea del sistema, mediante

el análisis modal provee las herramientas para conocer si éstos representan algún peligro de

inestabilidad para la operación del sistema en estado estacionario. De ser así, se podrá

concluir sobre la necesidad de instalación de algún FACTS (Flexible Alternating Current

Transmission System) con función de amortiguamiento, etc.

Para los escenarios de corto plazo se utiliza el modelo dinámico del SEIN sin el efecto de los

controladores.

Los criterios a utilizar son obtenidos del Procedimiento COES PR-20 [5]:

Para condiciones de operación normal (N o Red Completa), el amortiguamiento del

sistema será como mínimo 5%.

Para condiciones de operación en contingencia (N-1), el amortiguamiento en post-falla

debe ser positivo, y en lo posible mayor al 2%.

Análisis de estabilidad transitoria

Luego de seleccionar enlaces troncales críticos del SEIN en las zonas Norte, Centro y Sur, se

simula el comportamiento transitorio del SEIN ante grandes perturbaciones, fallas factibles de

ocurrir. Mediante este análisis se obtiene el comportamiento transitorio del sistema, desde el

instante en que ocurre la falla hasta el momento en el que el sistema asume otra condición

de operación, que puede ser un nuevo punto de equilibrio (estable) o si se produce la pérdida

de sincronismo parcial o total del sistema (inestabilidad).

La selección de contingencia para el análisis de estabilidad transitoria será la misma que la

usada en el análisis en estado estacionario.



27/02/2015

Final


Los análisis de estabilidad transitoria de corto plazo son realizados considerando, además de

la dinámica de las máquinas, el efecto de los controladores (reguladores de tensión,

velocidad y PSS). El tiempo de simulación es de 10 s o el tiempo requerido para observar la

extinción total de las oscilaciones electromecánicas.

Los criterios de desempeño empleados son los obtenidos de la Resolución Ministerial Nº 129-

2009-MEM/DM “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión” [7]:

Criterio Valor Adoptado

Verificación por Estabilidad Transitoria

Falla Trifásica Sólida.

Verificación por Estabilidad Transitoria.

Si es inestable, Falla monofásica con

recierre exitoso.

Sistema debe ser estable ante apertura en

6 ciclos.

Sistema debe ser estable ante apertura

no mayor a 6 ciclos para Extra y Muy Alta

Tensión, y no mayor a 8 ciclos para Alta

Tensión; con recierre 500 ms.

Dado que en el sistema se tienen líneas con doble circuito, y que en condiciones de falla

muchas veces han salido fuera de servicio ambos circuitos (por ejemplo la línea Mantaro –

Cotaruse – Socabaya), se considera casos adicionales para verificar la robustez del sistema

respecto a la estabilidad transitoria. El proceso de análisis para estos casos, obtenido del

Procedimiento COES PR-20 [5], se describe a continuación:

El sistema debe permanecer estable luego de una falla trifásica en los circuitos de las

líneas de 220 kV o de 500 kV del Sistema de Transmisión con despeje de la falla por

operación normal de la protección principal y apertura trifásica en 100 ms para toda la

línea en conjunto.

De resultar inestable, se considerará el evento anterior aplicado sólo para uno de los

circuitos (para el caso de dos circuitos por enlace).

En caso la simulación anterior resultará inestable, el sistema deberá permanecer

estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos de 220 kV o de 500

kV, con despeje de la falla por operación normal de la protección principal (100 ms) y

recierre exitoso de la fase afectada. El tiempo muerto de recierre es de al menos 500

ms para 220 kV y 800 ms para 500 kV.



27/02/2015

Final


Para evaluar del desempeño dinámico del sistema se verificar los siguientes criterios

obtenidos de los Procedimientos COES PR-20 [5] y PR-8 [8]:

Una vez despejada la falla, la tensión en barras adyacentes a la falla simulada, no

debe estar por debajo de 0,80 p.u. durante más de 1s [8]. Asimismo, se considera

estable si las oscilaciones de los ángulos de los rotores, flujos de potencia y tensiones

del sistema, son amortiguadas.

Luego de haber alcanzado la condición final de operación después de la contingencia,

se acepta una sobrecarga de hasta el 20% en las demás líneas del sistema troncal y

que las tensiones en las barras estén en el rango de 0,90 a 1,10 p.u.

Se considerará aceptable la recuperación de la tensión si los estudios de estabilidad

transitoria demuestran que las tensiones de barra del sistema no sean menores al

85% del valor inicial luego de 3 s [5].

La generación o absorción de potencia reactiva de las unidades de generación podrá

transitoriamente exceder los límites de capacidad de régimen permanente. El objetivo

es evitar sobrecargas sostenidas que puedan sacar de operación las unidades de

generación.

1.5.2 Criterios y metodología para el diagnóstico de largo plazo

a) Diagnóstico de la operación económica basado en incertidumbre (análisis

energético)

El diagnóstico de la operación económica de largo plazo tiene por objetivo identificar las

restricciones y condiciones de operación no económicas debidas a las redes de transmisión.

Este diagnóstico se hace de manera intensiva, considerando tres bloques horarios, durante

doce meses y dos años de corte: 2022 y 2026.

A diferencia del diagnóstico de corto plazo, en el diagnóstico de largo plazo, se utiliza un

enfoque basado en incertidumbres, siendo estas: la demanda, la oferta y la hidrología. Se

entiende que una incertidumbre es una variable sobre la cual no se tiene control, que puede

variar en un rango amplio pero acotado. En ese sentido, se debe explorar el comportamiento

del sistema de transmisión en el mencionado rango, con la finalidad de identificar los

problemas que puedan presentarse, categorizándolos según sean comunes a todo el rango,

se presenten entre ciertos valores o estén asociados a algún punto particular del mismo.



27/02/2015

Final


Luego de la introducción previa, se puede indicar que el diagnóstico de la operación

económica de largo plazo seguirá las siguientes etapas:

Definición de futuros

Simulación de la operación económica

Identificación de congestiones (HDN y MFI)

Análisis de Energía no Servida

Cada uno de estas etapas se detalla a continuación.

Definición de futuros

Las incertidumbres son variables sobre las que no se tiene control, sin embargo presentan

valores dentro de un rango amplio pero acotado. Cualquier valor puntual dentro de dicho

rango se define como un “futuro” de dicha incertidumbre. Considerando que interesa analizar

el comportamiento del sistema dentro del rango mencionado, es necesario definir “futuros”

representativos del mismo, de manera que los resultados del estudio del sistema

circunscriban los resultados que se esperarían en caso de estudiar todo el rango. Estos

“futuros” representativos reciben el nombre de “nudos”.

Para definir los nudos se plantearán futuros de demanda con valores extremos y medio,

sensibilizados por zonas, para luego plantear futuros de oferta, diferenciados por tipo de

fuente primaria y ubicación, asociados a los primeros. Completando el universo de

posibilidades, se consideraron valores extremos y medio para la hidrología. Cada uno de los

futuros definidos es un nudo, y las combinaciones de ellos también son nudos.

Para efectos del Informe de Diagnóstico, el precio de los combustibles no será considerado

como incertidumbre, puesto que no tiene mayor efecto en los análisis. Sin embargo, esta

incertidumbre si será considerada en el estudio de Actualización del Plan de Transmisión,

Periodo 2017-2026.

-Futuros de demanda

Para definir los futuros de demanda se utiliza como insumo las proyecciones de demanda

base, optimista y pesimista, las cuales son combinadas por zonas para definir cuatro futuros

extremos o nudos: 1) Optimista Norte-Sur, 2) Medio, 3) Optimista Centro y 4) Pesimista. Los

futuros 1 y 3 consideran hipótesis de crecimiento diferentes entre zonas, mientras que los

futuros 2 y 4 consideran hipótesis de crecimiento comunes para todas las zonas. Para el

presente estudio de diagnóstico, solo se estudian estos futuros, mientras que para el estudio



27/02/2015

Final


posterior de actualización del Plan de Transmisión también se estudiarán futuros que son el

resultado de la interpolación de los mencionados.

-Futuros de oferta

Estos futuros se definen bajo la condición de que la oferta sea superior a la demanda más un

margen de reserva. Este último valor dependerá de la participación que tengan los recursos

renovables (hidráulico, eólico, solar, biomasa, etc.) en el futuro de oferta en definición.

Dentro de la incertidumbre de la oferta existen cuatro sub-variables que serán consideradas:

El estado de maduración del proyecto, el tipo de recurso (renovable/no-renovable), el

desarrollo de grandes Centrales (base/desarrollo-del-oriente/desarrollo-del-norte) y la

ubicación (Centro, Norte y Sur). Considerando las sub-variables indicadas, para cada futuro

de demanda teóricamente se tendrían dieciocho futuros de oferta (1 x 2 x 3 x 3), sin embargo

se debe tener en cuenta que algunas de las combinaciones no son factibles, por lo que el

número de futuros de oferta será menor para algunos futuros de demanda.

Es lógico que para los futuros de demanda optimista se desarrollen todos los futuros de

generación indicados, pues la magnitud de la demanda es coherente con el desarrollo de

grandes centrales hidroeléctricas en el oriente o el norte del país. Por otro lado, no tendría

sentido considerar todos los futuros de generación para el caso de demanda pesimista ni

media. Se definió que existirán dos futuros de oferta base: uno con mayor oferta renovable

(B) y otro con mayor oferta térmica (A). Para el primero de los casos se buscará que la oferta

renovable sea mayor al 60% de la oferta total, mientras que para el segundo caso se buscará

que la oferta térmica sea mayor al 60% del total.

Para establecer un margen de reserva adecuado, se debe tener en cuenta que los recursos

de generación renovables son más inciertos y menos controlables que los térmicos, y por lo

tanto en los futuros con mayor oferta renovables se deberá considerar un margen de reserva

mayor. Considerando los anterior para los futuros tipo A se definió una reserva mayor del

20% y para futuros de tipo B una reserva mayor a 30%.

Para definir los futuros de oferta para un futuro de demanda en particular se utiliza el

siguiente procedimiento: en primer lugar se consideran los proyectos de generación del Plan

de Obras como proyectos comprometidos o que se encuentran en implementación, luego se

va agregando proyectos de generación del largo plazo (ver numeral 3.1), en el orden de su

estado de maduración, y según el tipo de recurso (renovable/no-renovable), hasta que la

oferta sea mayor a la demanda más el margen de reserva correspondiente. Este



27/02/2015

Final


procedimiento se realiza dos veces para obtener un futuro con mayor oferta renovable y otro

futuro con mayor oferta térmica.

A partir del futuro de generación con mayor oferta renovable, se reemplaza parte de la

generación hidráulica, partiendo por los proyectos más lejanos en el tiempo, por proyectos de

generación en el oriente y luego en el norte, con lo cual se obtienen dos futuros de oferta

más, relacionados al mismo futuro de demanda. Un procedimiento similar se sigue para el

futuro de generación con mayor oferta térmica, con lo que se obtienen dos futuros de

generación más.

Adicionalmente se repite todo el proceso con la diferencia de que al momento de ir

agregando los proyectos de generación, esta vez se priorizan los proyectos por zonas, una

priorizando la zona Centro y otra priorizando las zonas Norte y Sur. Con esto último, el

número de futuros de generación se duplica.

-Futuros de hidrología

En este caso se considerarán tres futuros que representen las condiciones hidrológicas

húmeda, promedio y seca en el SEIN. Cada uno de estos futuros corresponderá a una serie

hidrológica histórica de cuatro años consecutivos.

El procedimiento para elegir estas series, es llevar a cabo simulaciones en PERSEO para un

periodo de estudio de cuatro años, y escoger las series hidrológicas que den como resultado

costos de operación mínimo y máximo, que corresponderán a las series hidrológicas húmeda

y seca, respectivamente. La serie hidrológica promedio se escoge como aquella que

corresponde al costo de operación que es la mediana de todos los costos de operación.

Considerando que para la Actualización del Plan de Transmisión se definieron futuros de

hidrología con el criterio indicado, para el presente estudio se utilizarán los mismos futuros de

hidrología definidos en la Actualización del PT ya que se obtuvieron los mismos resultados

con los datos actualizados de la fijación tarifaria de mayo de 2014.

Nudos de demanda – oferta – hidrología

Los futuros definidos para la demanda representan valores extremos de esa incertidumbre,

en ese sentido se considera que estos futuros también son nudos. La misma afirmación se

puede hacer para el caso de la oferta, en la cual se considerarán los valores extremos de

cada sub-variable considerada, y en el caso de la hidrología. En lo que resta del informe se

utiliza los términos “caso” y “escenario” alternativamente al término “nudo”.



27/02/2015

Final


La combinación de los nudos de demanda y de oferta ya fue explicada en la parte “futuros de

oferta”, y se resume a que los últimos son, hasta cierto punto, función de los primeros. Por

otro lado, la hidrología es independiente de las dos incertidumbres anteriores, por lo que

todas las posibilidades de su combinación con la combinación de las dos anteriores son

factibles.

Todo el proceso de definición de futuros y nudos explicado hasta ahora corresponde a un año

en particular. Este proceso se repite para cada uno de los años de corte del estudio: 2022 y

2026.

Simulación de la operación económica

Para la simulación de la operación económica se utiliza el modelo PERSEO. Cada simulación

ejecutada en PERSEO corresponde a un año de corte y a un nudo Demanda-Oferta-

Hidrología. Se simula un periodo de cuatro años, todos con una demanda idéntica,

correspondiente al año en estudio (2022/2026).

Identificación de congestiones

Para la identificación de congestiones se realiza las simulaciones sin considerar los límites de

las líneas de transmisión. Solamente se usa los resultados del segundo año de simulación,

esto con el objetivo de minimizar los efectos que puedan tener las consideraciones

particulares del modelo PERSEO para los niveles de los embalses al inicio y al final del

periodo de simulación.

Los flujos en las líneas son comparados con las capacidades de estás y se identifican los

casos en los que existen sobrecargas. Para la mayor de las sobrecargas se calcula el factor

de utilización de la línea y se usa como valor representativo de la sobrecarga. Asimismo, se

suman las duraciones de todos los bloques en los que hay sobrecarga, siendo el valor

resultante las horas de congestión.

Para un año de corte se analiza si las sobrecargas detectadas corresponden solo a ciertas

condiciones de demanda, oferta o hidrología, a ciertas combinaciones de estas o, en el

extremo, son comunes a todas las combinaciones. Las sobrecargas que sean de mayor

magnitud y/o sean comunes a mayor cantidad de condiciones operativas y/o a mayor

cantidad de simulaciones, son consideradas de mayor importancia.

El procedimiento descrito corresponde a un año de corte particular, por lo que tiene que

llevarse a cabo para todos los años de corte. De esta manera se puede analizar si las



27/02/2015

Final


congestiones detectadas en un año en particular, asociadas a las condiciones operativas y a

las incertidumbres indicadas, se mantienen en el tiempo, se mitigan o se acentúan.

Las congestiones son caracterizadas mediante dos índices: los MWh de Flujos Interrumpidos

(MFI) y las horas de congestión (HDN). Estos índices dan una idea clara de la magnitud y la

duración de la congestión.

Para una misma línea de transmisión se calculan los índices mencionados para las diferentes

simulaciones, y se analiza cómo están relacionadas las congestiones con los futuros de

demanda, oferta e hidrología. Asimismo, teniendo los resultados para todas las líneas de

transmisión, se priorizarán las líneas que presenten los mayores índices de congestión.

Energía no servida

Para calcular la energía no servida (ENS) se utiliza las simulaciones considerando los límites

de las líneas de transmisión. La ENS se calcula por barra sumando las ENS para todo el

periodo de simulación. A diferencia del análisis de congestiones, en el presente análisis se

utiliza todo el periodo de simulación pues se considera que, al ser la ENS un valor

acumulado, se atenúan los efectos que puedan tener las consideraciones particulares del

modelo PERSEO para los niveles de los embalses al inicio y al final del periodo de

simulación.

Para un año de corte se analiza si la ENS en barras detectadas corresponde solo a ciertas

condiciones de demanda, oferta o hidrología, a ciertas combinaciones de estas o, en el

extremo, son comunes a todas las combinaciones. Las sobrecargas que sean de mayor

magnitud y/o sean comunes a mayor cantidad de condiciones operativas y/o a mayor

cantidad de simulaciones, son consideradas de mayor importancia.

El procedimiento descrito corresponde a un año de corte particular, por lo que tiene que

llevarse a cabo para todos los años de corte. De esta manera se analiza si las congestiones

detectadas en un año en particular, asociadas a las condiciones operativas y a las

incertidumbres indicadas, se mantienen en el tiempo, se mitigan o se acentúan.

Todos los casos simulados tienen suficiente oferta de generación para abastecer la

demanda. En ese sentido toda la ENS detectada es atribuida a la falta de capacidad de

transmisión.

Los resultados de ENS para las diferentes simulaciones son analizados en cuanto a su

relación con los futuros de demanda, oferta e hidrología. Asimismo, teniendo los resultados



27/02/2015

Final


para todas las barras del sistema troncal, se priorizarán aquellas que presenten los mayores

índices de congestión.

Disponibilidad de gas natural

Considerando el horizonte de largo plazo y que el objetivo del estudio es planificar la

transmisión:

Se considera que no existen restricciones para abastecer de gas natural a las plantas

de generación ubicadas en Lima, así como en las zonas Norte y Sur del país, a las

cuales llegarán los gasoductos correspondientes.

b) Criterios y metodología para el diagnóstico operativo de largo plazo (análisis

eléctrico)

Para el diagnóstico general de la operación del SEIN en el largo plazo (2022-2026) se utiliza

la misma red empleada en el diagnóstico de corto plazo, con la particularidad que los

incrementos de las cargas de los años posteriores a 2016 se modelan en los nodos de la red

troncal (nodos de 220 kV o 138 kV) más cercanos. En este sentido, se simula el estrés que

sufre la red troncal por el incremento de la demanda, sin sobrecargar las redes de

distribución que afectarían sus niveles de tensión. Debe resaltarse que esta problemática es

analizada en la subtransmisión, propiamente en los estudios de Plan de Inversión de las

empresas distribuidoras.

A este modelo, se añaden los proyectos del Plan Vinculante y el Plan de Largo Plazo

definidos para el período 2015–2024 de la Actualización del Plan de Transmisión.

En el análisis de largo plazo, se conserva, en lo básico, el enfoque del corto plazo. En ese

sentido, el estudio para el largo plazo también se compone del análisis de la operación en

estado estacionario en condiciones normales y en contingencia, el cálculo de los niveles

cortocircuito y el análisis de estabilidad transitoria.

Operación en estado estacionario en condiciones normales

En forma similar al corto plazo, se analiza la operación en estado estacionario del SEIN en el

largo plazo, en condiciones normales y en los escenarios de máxima, media y mínima

demanda, para los períodos hidrológicos de avenida y estiaje, incluyendo la máxima anual.

Los análisis se orientan básicamente a verificar el cumplimiento de los siguientes criterios de

desempeño:



27/02/2015

Final


Las tensiones en barras de carga debe estar en el rango de ±5% de la tensión

operación. La tensión en barras del SEIN tiene como referencia las tensiones de

operación establecidas por el COES en el Informe COES/D-744-2010 “Tensiones de

operación en las principales barras del SEIN” [6].


carga de las líneas estará de acuerdo con los límites de transmisión en condiciones

normales obtenidos del Informe COES/SEV “Actualización de las capacidades de

líneas, transformadores y acoplamientos de barras del Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional” [2].

Los generadores sincrónicos deben operar dentro de su Curva de Capabilidad.

Operación en Estado Estacionario en Contingencia

El propósito es identificar las contingencias que impactan al SEIN, considerando que se haya

materializado los Planes Vinculantes (año simulado 2022) y con el Plan del 2024 (año

simulado 2026).

Los criterios técnicos de desempeño del sistema para condiciones en emergencia, resultado

de la operación en estado estacionario post contingencia, se describen a continuación:


carga de las líneas estará de acuerdo con sus límites de transmisión en condiciones

de emergencia, de forma similar, obtenido del Informe COES/SEV [2].

Cálculos de cortocircuito

Los cálculos de los valores de niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico, se

realizan según las recomendaciones de la norma IEC60909 “Short-Circuit Currents in Three-

Phase A.C.”. Posteriormente se verifica si los valores de los niveles máximos de corrientes de

cortocircuito exceden las capacidades de ruptura de los equipamientos.

Análisis de estabilidad transitoria

Para el largo plazo, se considera la respuesta natural del sistema (sin controladores). Se

utilizan el mismo procedimiento y criterios del diagnóstico de corto plazo.



27/02/2015

Final


2 Diagnóstico de corto plazo periodo 2017-2018

2.1 Expansión del SEIN 2017 - 2018

La expansión del sistema, que es uno de los Procesos Básicos del presente estudio,

comprende la proyección de la demanda, el plan de obras de generación y el plan de obras

de transmisión, los cuales son presentados a continuación. En el anexo B se detalla la

información de los proyectos utilizada para el modelamiento del sistema en el corto plazo, así

como en el largo plazo.

2.1.1 Proyección de la demanda

La proyección de la demanda del SEIN, está conformada por dos grandes componentes: la

proyección de la demanda vegetativa y la proyección de la demanda de grandes proyectos.

En las Tabla 2.1 y Tabla 2.2 se muestra en resumen la proyección de la demanda del SEIN

(a nivel de generación) y la proyección de los requerimientos de potencia y energía de los

principales proyectos de demanda considerados, respectivamente.

Tabla 2.1 Demanda global del SEIN periodo 2014 – 2018.

GWH % MW %

2015 46 242 10,4% 6 491 11,9%

2016 51 731 11,9% 7 121 9,7%

2017 57 708 11,6% 7 738 8,7%

2018 63 261 9,6% 8 410 8,7%

PROMEDIO 2015

- 2018 (*)

* Demanda a nivel de generadores COES (Se considera como año base al 2014)

AÑOENERGÍA POTENCIA

10,9% 9,7%



27/02/2015

Final


Tabla 2.2 Demanda en potencia (MW) y energía (GWH) de principales proyectos

2.1.2 Programa de obras de generación

En la Tabla 2.3 se muestra el programa de obras de generación para el periodo 2015 – 2018,

el cual está conformado por proyectos de generación de mayor certidumbre de puesta en

operación, y en la Tabla 2.4 se indica las referencias que sustentan este plan de obras.

La mayoría de estos proyectos tienen una fecha contractual de puesta en operación

comercial resultado de las subastas y licitaciones. Asimismo, se considera otros proyectos

que cuentan con estudio de Pre Operatividad aprobado cuya fecha de puesta en operación

se ha estimado en función a la información presentada en su respectivo estudio.

2015 2016 2017 2018

MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH

Ampliación Concentradora Cuajone 15 124 22 183 68 566

Ampliación Concentradora Toquepala 7 56 17 146 101 836

Ampliación Cerro Verde 190 498 371 1 695 406 3 332 406 3 332

Ampliación Quimpac (Oquendo) 6 107 6 107 6 107 6 107

Ampliación Shougang Hierro Perú 33 241 36 257

Ampliación Antamina 10 152 25 264 25 267 35 279

Ampliación de Aceros Arequipa 5 62 5 70 10 230 15 254

Ampliacion Toromocho 61 656 64 724 106 949 106 1 059

Ampliación Bayovar 10 75 19 150 21 162

Cemento Pacasmayo - Fosfatos Bayovar 20 131

Cemento Pacasmayo - Cementos Piura 16 98 16 179 16 179 16 179

Ampliación UNACEM - Condorcocha 10 68 11 128 11 136 23 240

Ampliación Antapaccay 20 88 20 162 20 161

Las Bambas 21 126 94 578 144 757 156 1 261

Coroccohuayco - Antapaccay 23 184

Constancia 47 403 63 538 63 538 63 538

Galeno 3 24 10 79 20 157 48 377

Mina Chapi 7 55 26 205

Pukaqaqa 10 58 27 210

Pampa de Pongo 16 173 16 173

Shahuindo 10 79 10 79 10 79

Ampliación Refinería Talara 16 112 66 463

Corani 24 133 48 266

Inmaculada- Suyamarca 10 70 20 140 20 140 20 140

La Arena 16 125 17 134

El Porvenir 4 31 21 144 21 144

Nueva Planta de Oxidos Volcán 8 59 17 118 17 118

Ampliación Siderperú 3 125 3 139

Ollachea (Kuri Kullu) 7 48 14 95 14 96

Accha - Azod 17 119

Total de Proyectos - Zona Norte 19 122 45 412 100 927 201 1 664

Total de Proyectos - Zona Centro 92 1 045 124 1 382 256 2 422 301 2 841

Total de Proyectos - Zona Sur 288 1 185 597 3 341 737 5 539 942 7 544

TOTAL PROYECTOS 399 2 352 767 5 134 1 093 8 889 1 444 12 048

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA



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Final


Tabla 2.3 Programa de obras de generación periodo 2015 – 2018

Fecha PROYECTO TECNOLOGÍA EMPRESA MW NOTAS

Proyectos cuya puesta en operación se da en el año 2015

CH Santa Teresa Hidroeléctrica LUZ DEL SUR 98 (1)

CB La Gringa V Biomasa CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2 (2)

CH Runatullo III Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20 (2)

CH Canchayllo Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN CANCHAYLLO 5 (2)

CT Fenix - TG11 Ciclo Combinado FENIX POWER PERÚ 268 (3)

CS Moquegua FV Solar SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16 (2)

CH Quitaracsa Hidroeléctrica ENERSUR 112 (1)

CH Cheves Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES - SN POWER 168 (1)

CH Runatullo II Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 19 (2)

CT Eten - Reserva Fría Dual Diesel B5/Gas Natural PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN 219 (2)

CH Tingo Hidroeléctrica COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 9 (4)

CT Puerto Maldonado - Reserva Fría Dual Diesel B5/Gas Natural INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 18 (5)

CH Machupicchu II Hidroeléctrica EGEMSA 100 (2)

CT Pucallpa - Reserva Fría Dual Diesel B5/Gas Natural INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 40 (6)

Proyectos cuya puesta en operación se da en el periodo 2016 - 2018

ene-2016 CE Parque Tres Hermanas Eólica CONSORCIO TRES HERMANAS 97 (2)

ene-2016 CH 8 de Agosto Hidroeléctrica GENERACIÓN ANDINA 19 (2)

ene-2016 CH El Carmen Hidroeléctrica GENERACIÓN ANDINA 8 (2)

ene-2016 CH Chancay Hidroeléctrica SINERSA 19 (2)

ene-2016 CH Cerro del Águila - G1 Hidroeléctrica CERRO DEL AGUILA 170 (1)

mar-2016 CH Cerro del Águila - G2 Hidroeléctrica CERRO DEL AGUILA 170 (1)

may-2016 CT Puerto Bravo - Nodo Energético del Sur Dual Diesel B5/Gas Natural SAMAY I 500 (2)

may-2016 CH Cerro del Águila - G3 Hidroeléctrica CERRO DEL AGUILA 170 (1)

jul-2016 CH Manta Hidroeléctrica PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 20 (2)

ago-2016 CH RenovAndes H1 Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION SANTA ANA 20 (2)

ago-2016 CH Chaglla Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA 456 (2)

nov-2016 CH Huatziroki I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN HIDRAÚLICA SELVA 11 (7)

ene-2017 CH Marañón Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN 88 (2)

ene-2017 CH Colca Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12 (8)

ene-2017 CH Yarucaya Hidroeléctrica HUAURA POWER GROUP 17 (8)

ene-2017 CH Karpa Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA KARPA 19 (8)

ene-2017 CH Laguna Azul Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA LAGUNA AZUL 20 (8)

mar-2017 CH Cola 1 Hidroeléctrica HIDROELECTRICA COLA 10 (2)

mar-2017 CT Ilo - Nodo Energético del Sur Dual Diesel B5/Gas Natural ENERSUR 500 (2)

may-2017 CH La Virgen Hidroeléctrica LA VIRGEN 64 (10)

ago-2017 CT Chilca 1 - Ampliación Ciclo Combinado ENERSUR 120 (1)

ene-2018 CT Santo Domingo de los Olleros - TV Ciclo Combinado TERMOCHILCA 86 (9)

ene-2018 CH Pucará Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUSCO 150 (2)

ene-2018 CH Angel III Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20 (2)

ene-2018 CH Angel I Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20 (2)

ene-2018 CH Angel II Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20 (2)

ene-2018 CH Santa Lorenza I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SANTA LORENZA 19 (11)

feb-2018 CH Hydrika 2 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 4 (11)

feb-2018 CH Hydrika 5 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 10 (11)

jun-2018 CH Hydrika 4 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 8 (11)

jun-2018 CT Santa Rosa - TV Ciclo Combinado EDEGEL 129 (12)

jul-2018 CH Hydrika 1 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 7 (11)

jul-2018 CH Hydrika 3 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 10 (11)

nov-2018 CH Carhuac Hidroeléctrica ANDEAN POWER 16 (2)

Nota: CH - Central Hidraúlica, CT - Central Térmica, CE - Central Eólica, CS - Central Solar, CB - Central Biomasa.

2015



27/02/2015

Final


Tabla 2.4 Referencias de sustento del programa de obras de generación.

En la Tabla 2.5 se muestra, a manera de resumen del programa de obras de generación, el

incremento de la potencia en el SEIN, distribuida por zonas.

Tabla 2.5 Incremento de la potencia instalada en el SEIN

2.1.3 Programa de obras de transmisión

El plan de obras de transmisión está conformado por proyectos de transmisión

comprometidos, resultados de licitaciones de proyectos del Plan Transitorio de Transmisión y

de proyectos vinculantes de los Planes de Transmisión, además por proyectos contemplados

en ampliaciones a las adendas de contratos de concesión de empresas concesionarias de

transmisión.

Se ha considerado también los proyectos del Plan de Inversiones de las empresas

distribuidoras, que serán licitados por PROINVERSIÓN y otros que estarán a cargo del

MINEM.

Notas

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12) Según información del EPO. Proyecto con gran probabilidad de ejecutarse.

Fecha estimada según información de OSINERGMIN, publicado en septiembre de 2014 y considerando que su EIA será aprobado en octubre de 2014

Según información recibida para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación (ERACG) para el año 2015 (Información de marzo y abril 2014).

Fecha estimada según plazos de ingreso de las Bases Consolidadas para la Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables publicado por OSINERGMIN .

Fecha de ingreso estimada, considerando mayor disponibilidad de gas natural de Camisea.

Fecha estimada según información de OSINERGMIN y en función al cronograma de ejecución enviado por la empresa para el Informe de Diagnóstico 2015-2026

Según información publicada a finales de noviembre 2014 por la Unidad de Superv isión de Post Privatización (USPP) de OSINERGMIN.

Fuente de Información

Según información recibida para el Informe de Diagnóstico 2015-2026 (Información recibida entre agosto y octubre de 2013).

Fecha de ingreso según información de la Unidad de Superv isión de Post Privatización (USPP) de OSINERGMIN, publicado en octubre de 2014.

Fecha de ingreso estimada según información recibida de la empresa en septiembre de 2014.

Según Resolución Directoral N° 137-2013-GRL-DREM publicada en junio de 2013.

Fecha estimada según información de OSINERGMIN, publicado en septiembre de 2014, dado que en agosto se aprobó el EIA y considerando los plazos establecidos en el contrato de

concesión

MW % MW MW

Norte 10 1% 39 8%

Centro 340 40% 250 50%

Sur 500 59% 210 42%

SEIN 850 100% 498 100%

20182017ZONA



27/02/2015

Final


Tabla 2.6 Programa de obras de transmisión

En la Tabla 2.7 se indican las referencias que sustentan el plan de obras de transmisión de la

Tabla 2.6.

FECHA PROYECTO EMPRESA NOTAS

dic-2014 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea 220 kV San Juan - Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna) REP (1)

dic-2014 LT 138 kV Machupicchu - Suriray de 250 MVA y 8.53 km CTM (1)

ene-2015 Repotenciación de la LT 220 kV Paragsha - Vizcarra de 152 MVA a 250 MVA ISA (1)

feb-2015 Incremento de la capacidad de transformación en la SE PUCALLPA mediante TR provisional 138/60 kV REP (2)

mar-2015 Repotenciación de la LT 220 kV Huanza - Carabayllo - (2)

abr-2015 Nueva SE Reque 220 kV (antes llamada SE Chiclayo Sur) REP (1)

abr-2015 LT 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas CTM (3)

may-2015 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Linea 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L2243) de 152 MVA a 270 MVA por terna REP (1)

may-2015 LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) REP (1)

jul-2015 LT 138 kV Socabaya - Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones SEAL (4)

sep-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa ISA (1)

nov-2015 SE Amarilis 138 kV y Obras Conexas REP (1)

dic-2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV REP (5)

dic-2015 Nueva SE Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN PERU (1)

dic-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP (1)

may-2016 SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA REP (5)

may-2016 LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte (300 MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba (200 MVA) COBRA (3)

jul-2016 Ampliación de la capacidad de transformación en la SE Pucallpa 138/60/10 kV - (6)

jul-2016 Instalación de Compensación Reactiva (SVC) de -10 a 45 MVAr en 60 kV en la SE Pucallpa - (6)

jul-2016 Ampliación de la capacidad de transformación en la SE Aguaytia 220/138/22.9 kV - (6)

jul-2016 LT 138 kV Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 kV - (6)

jul-2016 Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kV - (6)

ago-2016 LT 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y SSEE Asociadas ABENGOA PERU (3)

sep-2016 LT 220 kV La Planicie REP - Industriales ISA (3)

dic-2016 SE Malvinas (Nueva Colonial) 220 kV - 2x180 MVA EDELNOR (1)

dic-2016 LT 220 kV Mirador (Nueva Jicamarca) - Malvinas (Nueva Colonial) EDELNOR (1)

dic-2016 Ampliación de la SE Friaspata 220 kV (Huancavelica) y Seccionamiento de la LT 220 kV Mantaro - Independencia (L-2203) REP (7)

ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A LUZ DEL SUR (1)

ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Pomacocha - San Juan - (8)

ene-2017 LT 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo y SSEE Asociadas ISA (1)

ene-2017 SE Orcotuna 220/60 kV, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kV ISA (9)

ene-2017 LT 220 kV Friaspata - Mollepata y SE Mollepata 220/66 kV - 50 MVA ISA (9)

ene-2017 LT 220 kV Moquegua - Los Héroes (2do circuito) y Ampliación de la SE Los Héroes - (6)

ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Pachachaca - Callahuanca - (8)

abr-2017 SE Nueva Lurín 220/60 kV y Líneas de Enlace en 220 kV y 60 kV - (9)

abr-2017 SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA - (6)

abr-2017 SE Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA - (6)

may-2017 LT 220 kV Azangaro - Juliaca - Puno y SSEE Asociadas - (9)

jul-2017 LT 220 kV Nicolás Ayllón - Drv. Nicolás Ayllón - (6)

jul-2017 Nueva SE Nicolás Ayllón 220 kV - (6)

ago-2017 Primera etapa de la SE Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas - (9)

oct-2017 LT 220 kV Industriales - Corpac - (9)

oct-2017 Nueva SE Corpac 220 kV - 2x50 MVA - (9)

ene-2018 Repotenciación de la LT 220 kV Tingo María - Vizcarra - Conococha - (8)

ene-2018 Repotenciación de la LT 220 kV Trujillo - Cajamarca - (8)

feb-2019 LT 220 kV Moyobamba - Iquitos y SSEE Asociadas ISOLUX (3)



27/02/2015

Final


Tabla 2.7 Referencias del plan de obras de transmisión

Cabe resaltar que además de estos proyectos, se han considerado algunos de los proyectos

vinculantes resultantes de la última actualización del Plan de Transmisión para el periodo

2015 - 2024, para los cuales se prevé que la fecha de puesta en operación es hasta el 2018.

En la Tabla 2.8 se indican los proyectos considerados.

Tabla 2.8 Proyectos vinculantes resultados del Plan de Transmisión 2015-2024.

2.2 Diagnóstico de la operación económica

2.2.1 Resultados del Caso Base

De los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo

2017 – 2018, se resalta que no se presenta restricción del suministro de energía en el SEIN.

A continuación se detalla los principales indicadores que describen el comportamiento del

SEIN en el periodo de análisis.

Notas

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

Fecha estimada en función a la situación actual del proyecto (Proceso de licitación aún no convocado por el titular del proyecto).

Fecha estimada según oficio N°243-2013-MEM/VME.

Fecha estimada. Proyectos Vinculantes resultado de la Actualización del Plan de Transmisión 2013 - 2022 y aprobados por el MINEM con Resolución Ministerial N° 583-2012-

MEM/DM en fecha 28.12.2012.

Fecha de ingreso según Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la última versión del Contrato de Concesión.

Fuente de Información

Según información recibida para el Informe de Diagnóstico 2015-2026 (Información recibida entre agosto y octubre de 2013).

Fecha estimada según información de la empresa recibida el 04.11.2014.

Fecha de ingreso según información de la Unidad de Superv isión de Post Privatización (USPP) de OSINERGMIN, publicado en octubre de 2014.

Según información recibida para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación (ERACG) para el año 2015 (Información de marzo y abril 2014).

Fecha estimada. Proyectos pertenecientes a los planes de expansión de REP.

Fecha

Disponible

Estimada

Repotenciación a 1000 MVA L.T Carabayllo - Chimbote 500 kV con inclusión de compensación de

capacitores serie.2018

Repotenciación a 1000 MVA L.T Chimbote - Trujillo 500 kV con inclusión de compensación de capacitores

serie.2018

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-150 MVAR en 500 kV en SE Trujillo. (**) 2018

Repotenciación a 250 MVA LT Chiclayo - Carhuaquero 220 kV. 2016

Repotenciación a 250 MVA LT Oroya - Carhuamayo 220 kV. 2016

Repotenciación a 250 MVA LT Mantaro - Huancavelica 220 kV. 2016

Seccionamiento en SE La Niña de LT Piura - Chiclayo 220 kV. 2018

LT Aguaytia - Pucallpa 138 kV (segundo circuito). (*) 2018

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-100 MVAR en 220 kV en SE Planicie. (**) 2018

Banco de reactores de 100 MVAR en 500 kV en SE La Niña. (**) 2017

Banco de condensadores de 20 MVAR en 60 kV en SE Zorritos. (**) 2017

(*) Sustentado por el criterio N-1 de la Norma

(**) Sustentado por análisis eléctricos y del análisis por el Art. 14 del Reglamento de Transmisión.

Proyectos de Compensación Reactiva:

Proyectos de transmisión de la Propuesta Definitiva del PT 2015-2024

Proyecto Repotenciación a 1000 MVA de LT Carabayllo - Chimbote - Trujillo 500 kV:

Otros Proyectos en 220 kV y 138 kV:



27/02/2015

Final


2.2.1.1 Despacho de generación

Se evalúa el despacho de generación anual que cubre la demanda del sistema, separando la

generación de las centrales por tipo de fuente, es decir; hidroeléctrica, gas natural, eólica,

biomasa, carbón, residual y diésel. Las centrales hidroeléctricas que conforman la generación

con recursos energéticos renovables (RER) son incluidas en el grupo de tipo de fuente

hidroeléctrica.

Bajo condiciones normales de operación del sistema, se estima que en el SEIN el despacho

de centrales térmicas que utilizan combustible diésel y residual, así como la planta de carbón,

será mínima, los cuales representan el 1,3% y 0,2% de la demanda en los años 2017 y

2018, respectivamente.

Asimismo, se observa que en el periodo de evaluación la generación hidroeléctrica cubre

aproximadamente el 56,5% y 54,9% de la demanda en los años 2017 y 2018,

respectivamente. La diferencia es cubierta en gran parte por el despacho de la generación a

gas natural, la cual representa aproximadamente el 40,2% y 43,0% de la demanda en los

años 2017 y 2018, respectivamente. En el 2018 el despacho de generación en base a gas

natural se incrementa significativamente con respecto al 2017 (incremento de 3 349 GWh)

debido a que se considera la ampliación del ducto de Camisea en el año 2018.

En la Tabla 2.9 se muestra los resultados de despacho de generación para el Caso Base, en

la cual se muestra la cobertura de la demanda anual del SEIN según el tipo de fuente.

Tabla 2.9 Despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base.

En la Tabla 2.9 se observa que la energía anual producida por los proyectos RER es de

aproximadamente 1 130 GWh, sin considerar las centrales solares, las cuales han sido

2017 2018

Gwh % Gwh %

Biomasa 143 0,2% 143 0,2%

Eólico 987 1,7% 987 1,6%

Hidro 32 819 56,5% 34 894 54,9%

Gas 23 379 40,2% 27 328 43,0%

Carbón 429 0,7% 144 0,2%

Residual 292 0,5% 12 0,0%

Diesel 43 0,1% 0 0,0%

Total 58 092 100% 63 508 100%

Tipo de

Fuente



27/02/2015

Final


descontadas de la demanda. Asimismo, los proyectos hidroeléctricos que forman parte de los

proyectos RER se agruparon dentro del rubro de centrales hidroeléctricas.

En la Figura 2.1 se muestra la evolución mensual del despacho de generación por tipo de

fuente.

Figura 2.1 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base.

En la Figura 2.1 se aprecia que entre los meses de estiaje (mayo – octubre) se produce un

mayor despacho de generación de las centrales térmicas que utilizan combustible diésel,

residual y carbón, ello debido a la reducción de la generación hidroeléctrica.

En la Figura 2.2 se observa el porcentaje de cobertura de la demanda por tipo de fuente,

apreciándose que en el año 2018 existe una menor participación de la generación a base de

combustible líquidos y de carbón en comparación con el año 2017, debido al incremento de la

capacidad de transporte de gas natural de Camisea lo cual incrementa el despacho de las

centrales térmicas de ciclo combinado y de ciclo simple en el área de Chilca.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

ene-1

7

feb

-17

mar-

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-17

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no

v-1

7

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8

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8

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8

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sep

-18

oct-

18

no

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8

dic

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En

erg

ía (G

Wh

)

Caso Base: Evolución del despacho de generación por tipo de fuente

Biomasa Eólico Hidro Gas Carbón Residual Diesel



27/02/2015

Final


Figura 2.2 Cobertura de la demanda por tipo de fuente, Caso Base.

2.2.1.2 Consumo de gas natural de Camisea

Se evalúa el consumo de gas natural de Camisea considerando las premisas

correspondientes. Los resultados se analizan sobre el consumo de las centrales agrupadas

por tipo de tecnología, es decir, centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto.

De los resultados de consumo de gas natural de Camisea por las centrales térmicas ubicadas

en el área de Lima e Ica, se destaca que estos consideran la restricción de transporte de gas

en el ducto de Camisea hasta el año 2017, y que a partir del año 2018 dicha restricción se

elimina como consecuencia de la ampliación del ducto.

En la Tabla 2.10 se muestra el consumo de gas natural de Camisea de las centrales térmicas

en el área de Lima e Ica.

Tabla 2.10 Despacho promedio anual de gas de Camisea en MMPCD, Caso Base.

Se observa que en el año 2017 el consumo promedio se estima en 399 MMPCD, el cual se

incrementa a 467 MMPCD en el año 2018. Asimismo, en el año 2017 se presenta un

consumo máximo de 483 MMPCD incrementándose a 574 MMPCD en el año 2018.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

ene-1

7

feb

-17

mar-

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may-1

7

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7

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7

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-17

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no

v-1

7

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-17

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8

feb

-18

mar-

18

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may-1

8

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8

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ag

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8

sep

-18

oct-

18

no

v-1

8

dic

-18

Po

rcen

taje

Caso Base: Cobertura de la demanda por tipo de fuente


MMPCD 2017 2018

Máximo 483 574

Mínimo 292 343

Promedio 399 467



27/02/2015

Final


La Figura 2.3 muestra la evolución mensual del consumo de gas natural de Camisea, se

aprecia la variación estacional característica entre la época de avenida y estiaje. Se observa

un mayor consumo de gas natural en estiaje debido a la reducción en la producción de las

centrales hidroeléctricas.

Figura 2.3 Consumo de gas de Camisea por centrales de generación en Lima e Ica, Caso Base.

En la Figura 2.4 se muestra el consumo de gas natural de Camisea separado por el consumo

de centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto del área de Lima e Ica.

Figura 2.4 Consumo de gas de Camisea según tecnología de generación en el área de Lima e Ica,

Caso Base.

0

100

200

300

400

500

600

en

e-1

7

feb

-17

mar

-17

abr-

17

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-17

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ago

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7

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-17

en

e-1

8

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-18

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no

v-1

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-18

MM

PC

D p

rom

ed

io m

en

su

al

Consumo de gas de Camisea de centrales termicas

Consumo total de Gas de Camisea por centrales térmicas Restricción

0

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300

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500

600

en

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7

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oct

-17

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en

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-18

jun

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jul-

18

ago

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-18

oct

-18

no

v-1

8

dic

-18

MM

PC

D p

rom

ed

io m

en

su

al

Consumo de gas de Camisea de centrales termicas por tipo de tecnología

Consumo Ciclos Combinados Consumo Ciclos Simples



27/02/2015

Final


En el año 2017 se observa que las centrales de ciclo combinado tienen un consumo

aproximadamente constante durante el año, como consecuencia de tener costos operativos

relativamente bajos, lo que le permite un despacho permanente en el sistema.

En el año 2018 el consumo de gas natural de Camisea en las centrales del SEIN se

incrementa como consecuencia del incremento en la capacidad de transporte en el

gasoducto de Camisea, asimismo, a partir de junio del año 2018 se observa un incremento

mayor en el consumo de gas de las centrales de ciclo combinado, debido a la puesta en

servicio de una unidad turbo vapor de 129 MW de la CT Santa Rosa. Las unidades de ciclo

abierto presentan una mayor variación en el despacho, reduciendo su consumo en avenida

con respecto al estiaje.

2.2.1.3 Potencias promedios en líneas de transmisión

Se analiza los intercambios de flujo de potencia promedio entre las zonas del SEIN en los

tres bloques de demanda del sistema; es decir los intercambios entre la zona Centro – Norte

y Centro – Sur, para el cual se suman las contribuciones de los flujos por las diferentes líneas

que interconectan las zonas mencionadas (líneas en 220 kV y 500 kV).

Para el caso del área de Lima y zona Centro, se monitorean los flujos promedios por las

principales líneas de transmisión de 220 kV.

Zona Norte

En las líneas de transmisión que enlazan la zona Centro con la zona Norte no se observa

congestión, asimismo cabe resaltar que las líneas de 220 kV que van desde Chimbote hasta

Talara, a excepción de la LT Piura – La Niña 220 kV, presentan una carga reducida, debido a

que todo el enlace de la costa de 220 kV tiene doble circuito, así como a la presencia del

refuerzo en 500 kV Chimbote – Trujillo – La Niña, la cual descarga en gran medida el enlace

de 220 kV de la costa.

La congestión en la LT Piura – La Niña de 220 kV se presenta debido a que no es de doble

circuito, y el flujo proveniente de la LT Trujillo – La Niña de 500 kV se está evacuando en

mayor proporción por esta línea a través del transformador de la SE La Niña.

A continuación se muestran los resultados gráficos.



27/02/2015

Final


Flujos en líneas de interconexión Centro – Norte

Se observa que en todo el periodo de análisis el flujo de potencia por las líneas que

interconectan la zona Centro con la zona Norte se da en un solo sentido; de la zona Centro

hacia la zona Norte, tal como se aprecia en la Figura 2.5.

Figura 2.5 Flujo de potencia promedio en la interconexión Centro – Norte, Caso Base.

En el año 2017 se observan flujos de la zona Centro hacia la zona Norte por debajo de 500

MW, y en el año 2018 los flujos están por debajo de 700 MW. Los flujos de potencia por las

líneas de 220 kV están por debajo de 150 MW, mientras que el máximo flujo por la línea de

500 kV se estima en 460 MW.

Flujo en la LT Piura – La Niña de 220 kV

En la Figura 2.6, se observa que el flujo de potencia en esta línea para el año 2018 alcanza

valores cercanos a su límite de transporte debido al flujo que proviene de la LT Trujillo – La

Niña de 500 kV.

Este problema de congestión se soluciona con la conexión de la SE la Niña en la LT Piura –

Chiclayo de 220 kV, proyecto incluido en la actualización del Plan de Transmisión para el

periodo 2015-2024.

0

100

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300

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18

oct 18

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8

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18

MW

LT Conococha - Huallanca 220 kV LT Paramonga Chimbote 220 kV

LT Zapallal - Chimbote 500 kV Flujo Total Centro - Norte



27/02/2015

Final


Figura 2.6 Flujo en la L.T. Piura – La Niña 220 kV, Caso Base.

Zona Centro

De las simulaciones se observa que las líneas de transmisión de la zona Centro operan por

debajo de su capacidad de transporte (no se presenta congestión).

En el área de Lima no se observa congestión como consecuencia de la implementación de

proyectos como la Ampliación 15 de REP (cuarto circuito de la LT Chilca – San Juan 220 kV,

cuarto circuito de la LT Ventanilla – Chavarría 220 kV e incremento de capacidad de la línea

Ventanilla – Zapallal 220 kV), así como la implementación de la SE Carapongo y la LT

Planicie – Industriales 220 kV.

En la Figura 2.7, se muestran los flujos de potencia promedio en las principales líneas del

área de Lima, las cuales están por debajo de su límite de transporte.

-200

-150

-100

-50

0

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18

oct 1

8

nov

18

dic

18

MW

LT Piura - La Niña 220 kV - Flujo MW LT Piura - La Niña 220 kV - Limite

LT Piura - La Niña 220 kV



27/02/2015

Final


Figura 2.7 Flujo promedio de potencia en principales líneas de 220 kV del área de Lima, Caso Base.

En la Figura 2.8 se muestra el flujo promedio de potencia en las principales líneas de 220 kV

que inyectan energía desde el Mantaro al área de Lima (LL.TT. Pachachaca – Callahuanca,

Pomacocha – San Juan y Huanza – Carabayllo de 220 kV), donde las líneas operan por

debajo de su límite de transporte.

Figura 2.8 Flujo promedio en líneas que inyectan energía desde Centro hacia Lima, Caso Base.

Zona Sur

-1200

-800

-400

0

400

800ene 1

7

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MW

LT Planicie - Industriales 220 kV LT Ventanilla - Zapallal 220 kV

LT Ventanilla - Chavarría 220 kV LT San Juan - Chilca REP 220 kV

-100

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0

50

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8

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8

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no

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MW

LT Mantaro - Huancavelica 220 kV LT Pomacocha - San Juan 220 kV

LT Pachachaca - Callahuanca 220 kV LT Huanza - Zapallal 220 kV



27/02/2015

Final


Las líneas de transmisión de la zona Sur no presentan congestión en el periodo de

evaluación, sin embargo la LT Mantaro – Cotaruse de 220 kV llega a operar al 98% de su

límite de transmisión de potencia (505 MVA).

En la LT Cotaruse – Socabaya de 220 kV no se presenta congestión en todo el periodo de

evaluación, donde la máxima carga de la línea se estima en 64%, el cual se presenta en la

avenida del año 2017.

En la Figura 2.9 se muestra el flujo total acumulado de las líneas que interconectan la zona

Centro con la zona Sur, observándose un aporte máximo de la zona Centro hacia el Sur del

orden de 1 300 MW y 1 420 MW en los años 2017 y 2018, respectivamente, lo que indica la

falta de nuevos proyectos de generación eficiente en la zona Sur.

Figura 2.9 Flujo promedio total de la interconexión Centro – Sur, Caso Base.

2.2.2 Resultados de la sensibilidad “Retraso del proyecto Mantaro – Marcona –

Socabaya – Montalvo 500 kV”

Se considera que el proyecto de la LT 500 kV Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo

(MAMO) se retrasa un año en su fecha prevista de puesta en operación (retraso hasta enero

de 2018).

Los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo 2017

– 2018, indican que no se presenta restricción del suministro de energía en SEIN; sin

0

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MW

LT Mantaro - Cotaruse 220 kV LT Marcona - San Camilo 500 kV

LT Marcona - Socabaya 500 kV Flujo Total Centro - Sur



27/02/2015

Final


embargo dicho retraso tiene un impacto directo en la operación de la zona Sur, debido a que

en el caso Base la LT Mantaro – Cotaruse 220 kV llegaba a operar al 98% de su límite de

transmisión de potencia. A continuación se detalla los principales indicadores que describen

el comportamiento del SEIN en el periodo de análisis:

2.2.2.1 Flujo de potencia Centro – Sur

El retraso en un año en la puesta en operación del proyecto MAMO tiene un impacto directo

en la operación de la zona Sur en el año 2017, como consecuencia de que dicha

interconexión estará conformada solo por dos líneas (LT Mantaro – Cotaruse – Socabaya 220

kV y Chilca – Marcona – Montalvo 500 kV). En la Figura 2.10 se muestra el flujo total Centro

– Sur para el periodo 2017 -2018.

Figura 2.10 Flujo promedio total en la interconexión Centro – Sur, sensibilidad “Retraso del proyecto

MAMO”.

Se observa que en el año 2017 la línea de transmisión Mantaro – Cotaruse 220 kV operaría

congestionada en todo el año. Es importante remarcar que la línea Marcona – San Camilo

500 kV operaría por debajo de su límite de transmisión de potencia, por lo que en su

momento se tendría que analizar la mejor alternativa operativa para realizar una mejor

distribución de los flujos por las líneas de 220 kV y 500 kV.

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MW

LT Mantaro - Cotaruse 220 kV LT Marcona - San Camilo 500 kV

LT Marcona - Socabaya 500 kV Flujo Total Centro - Sur



27/02/2015

Final


En el anexo D se muestra comparativamente este caso de sensibilidad con el caso Base, en

cuanto a los flujos de potencia promedios en la LT Mantaro – Cotaruse de 220 kV y en todo el

enlace Centro – Sur.


En la Tabla 2.11, se resume el despacho de las centrales del SEIN, observándose para el

año 2017 un incremento en el despacho de centrales térmicas que utilizan combustible

líquidos (diesel y residual), así como la planta de carbón, cuyos despachos acumulados

representan el 2,9% de la demanda de año 2017. Con respecto al Caso Base, esto

representa un incremento de aproximadamente 931 GWh generados con combustible

líquidos y carbón.

Tabla 2.11 Despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso del proyecto MAMO ”.

En la Figura 2.11 se muestra la comparación del despacho de la planta a carbón, donde se

observa que ante el retraso del proyecto MAMO, el requerimiento de la planta a carbón será

permanente hasta que entre en operación el proyecto MAMO.

2017 2018

Gwh % Gwh %

Biomasa 143 0,2% 143 0,2%

Eólico 987 1,7% 987 1,6%

Hidro 31 783 54,5% 34 882 54,9%

Gas 23 674 40,6% 27 351 43,1%

Carbón 1 084 1,9% 141 0,2%

Residual 427 0,7% 10 0,0%

Diesel 184 0,3% 0 0,0%

Total 58 283 100% 63 514 100%

Tipo de

Fuente



27/02/2015

Final


Figura 2.11 Evolución del despacho de planta a carbón, sensibilidad “Retraso del proyecto MAMO”.

En la Figura 2.12 se observa la comparación del despacho de las centrales térmicas que

operan con combustibles líquidos (diésel y residual), donde se observa un mayor

requerimiento, como consecuencia de la congestión de la LT Mantaro – Cotaruse 220 kV.

Figura 2.12 Despacho centrales térmicas que operan con combustibles líquidos, sensibilidad “Retraso

del proyecto MAMO”.

0

50

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250en

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oct-

18

nov-

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En

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ía (G

Wh

)

Despacho de generación con combustible carbón

Carbón - Base Carbón - Retraso Proyecto MAMO

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oct-

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En

erg

ía (G

Wh

)

Despacho de generación con combustibles líquidos

Diesel + Residual - Base Diesel + Residual - Retraso Proyecto MAMO



27/02/2015

Final


2.2.3 Resultados de la sensibilidad "Retraso de proyectos de generación"

El presente caso de sensibilidad considera el retraso en un año en la puesta en operación de

proyectos de generación hidroeléctricos y térmicos que operan con gas natural, cuya fecha

prevista de puesta en operación está en el periodo 2017 – 2018.

Estos proyectos de generación, los cuales en su totalidad son proyectos de generación

eficiente, totalizan aproximadamente 848 MW, y están conformados por proyectos

Hidroeléctricos (513 MW) y proyectos térmicos (335 MW). Los principales proyectos

hidroeléctricos son: CH Marañón (88MW), CH La Virgen (64 MW) y CH Pucará (150 MW), los

principales proyectos termoeléctricos son: Ampliación Chilca 1 (120 MW), CT Santo Domingo

de los Olleros TV (86 MW) y CT Santa Rosa TV (129 MW), los demás proyectos corresponde

a proyectos hidroeléctricos RER (211 MW).

Los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo 2017

– 2018, indican que no se presenta restricción del suministro de energía en SEIN. A

continuación se detalla los principales indicadores que describen el comportamiento del SEIN

en el periodo de análisis:


Tal como se aprecia en la Tabla 2.11, se observa que en el SEIN se requiere el despacho de

centrales térmicas que utilizan combustible líquidos (diesel y residual), así como la planta de

carbón, que en suma constituyen el 2,5% y 2,1% de la demanda en los años 2017 y 2018,

respectivamente. Con respecto al Caso Base, esto representa un incremento de

aproximadamente 682 GWh y 1 202 GWh en el 2017 y 2018, respectivamente, generados

con combustible líquidos y carbón.

Asimismo, se observa que en el periodo de evaluación la generación hidroeléctrica disminuye

su participación en el despacho, llegando a representar el 54,5% y 53,0% de la generación

total del SEIN, en los años 2017 y 2018, respectivamente. Mientras que el despacho de

generación a base de gas natural, se incrementa respecto al Caso Base y representa

aproximadamente el 41,0% y 43,1% de la demanda en los años 2017 y 2018,

respectivamente.



27/02/2015

Final


Tabla 2.12 Despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso proyectos de

generación”.

Con respecto a la energía anual producida por los proyectos RER (eólico y Biomasa) ésta es

la misma que la producida en el Caso Base, debido a que han sido modeladas con potencia

media y costo cero.

En la Figura 2.13 se muestra la evolución del despacho de generación por tipo de fuente en

el periodo de evaluación, apreciándose que la generación con carbón y combustibles líquidos

(diésel y residual) se incrementa significativamente.

Figura 2.13 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso proyectos

generación”.

2017 2018

Gwh % Gwh %

Biomasa 143 0,2% 143 0,2%

Eólico 987 1,7% 987 1,6%

Hidro 31 645 54,5% 33 616 53,0%

Gas 23 817 41,0% 27 340 43,1%

Carbón 532 0,9% 559 0,9%

Residual 643 1,1% 562 0,9%

Diesel 271 0,5% 238 0,4%

Total 58 038 100% 63 444 100%

Tipo de

Fuente

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

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sep

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oct-

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8

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En

erg

ía (G

Wh

)

Retraso de proyectos de generación: Evolución del despacho de generación por tipo de fuente




27/02/2015

Final


En la Figura 2.14 y Figura 2.15 se muestra la comparación del despacho de la central a

carbón y las centrales que operan con combustible diésel respecto al Caso Base. Se observa

el incremento en el despacho de las unidades mencionadas como consecuencia del retraso

del ingreso en operación de los nuevos proyectos de generación previstos en el periodo 2017

- 2018.

Figura 2.14 Comparación despacho planta a carbón, sensibilidad “Retraso proyectos generación”.

Figura 2.15 Comparación despacho centrales diesel y residual, sensibilidad “Retraso proyectos

generación”

0

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ía (G

Wh

)

Despacho de generación con combustible carbón

Carbón - Base Carbón - Retraso Proyectos Generación

0

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18

nov-

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dic-

18

En

erg

ía (G

Wh

)

Despacho de generación con combustibles líquidos

Diesel + Residual - Base Diesel + Residual - Retraso Proyectos Generación



27/02/2015

Final


En el anexo D se muestra mayor detalle del despacho de generación agrupado por tipo de

fuente de producción y por zonas del SEIN.

2.2.3.2 Consumo de gas de Camisea

En la Tabla 2.13 se muestran los resultados del consumo promedio anual del gas natural de

Camisea, agrupados por centrales de ciclo simple y de ciclo combinado, las cuales se

comparan respecto al Caso Base.

Tabla 2.13 Consumo de gas de Camisea en MMPCD, sensibilidad “Retraso proyectos de generación”.

En comparación con el caso Base, en el año 2018 se observa un mayor incremento en el

consumo de gas natural en centrales de ciclo simple (72 MMPCD), debido a la reducción en

el consumo de gas natural de centrales de ciclo combinado (58 MMPCD), como

consecuencia del retraso en proyectos de generación (retraso de la conversión a ciclo

combinado de las CCTT Santa Rosa TG8 y Santo Domingo de los Olleros).

En el anexo D se muestran de manera comparativa esta sensibilidad con el caso Base, en

cuanto a la evolución del consumo de gas natural de Camisea por tipo de tecnología.

2.3 Diagnóstico operativo

2.3.1 Alcances

Las simulaciones realizadas abarcan desde el análisis de estado estacionario, factores de

sensibilidad de la tensión, flujo de potencia en condiciones normales y en contingencias,

cortocircuito, cargabilidad (curva P-V); como también el análisis en estado transitorio de gran

perturbación y de pequeña perturbación. Las simulaciones están basadas en los criterios y

metodologías descritas en el numeral 1.5.

2.3.2 Factores de Sensibilidad

Para las condiciones de máxima demanda anual para el periodo 2017 - 2018 se calcula los

factores de sensibilidad dV/dP y dV/dQ en las diferentes barras del SEIN, se identifica

Ciclos Simples Ciclos Combinados

2017 2018 2017 2018

57 29 342 438

65 101 342 380

Consumo promedio anual de gas natural (MMPCD)

Caso Base

Retraso de proyectos de generación



27/02/2015

Final


aquellas barras “débiles” que sufren cambios importantes de tensión por la variación de carga

del SEIN (activa o reactiva).

En la Figura 2.16 muestra los factores sensibilidad dV/dP ante un cambio de 1 MW de

potencia activa en las principales barras del SEIN. Este indicador permite identificar en que

barra resulta más efectiva hacer racionamiento de potencia activa para fines de control de la

tensión.

Figura 2.16 Factores de Sensibilidad dV/dP del 2017 – 2018, barras 500 kV y 220 kV.

Análogamente al análisis anterior, la Figura 2.17 la muestran los factores sensibilidad dV/dQ

ante un cambio de 1 MVAR en la potencia reactiva inyectada en cada barra. Los valores altos

de este indicador permiten identificar las barras del SEIN con problemas de regulación de

tensión. También se utiliza este indicador para identificar en que barra del SEIN resulta más

efectiva colocar equipos de compensación reactiva para el control de la tensión.

0 0,00005 0,0001 0,00015 0,0002

La Niña

Trujillo

Chimbote

Carabayllo

Chilca

Poroma

Ocoña

San Jose

Montalvo

Colcabamba

Yarabamba

p.u / MW

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 500 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MW

MAn17 MAn18

0 0,002 0,004 0,006 0,008

Zorritos

Talara

Piura Oeste

La Niña

Chiclayo Oeste

Guadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga

Carabayllo

Planicie

Chavarria

Santa Rosa

San Juan

Independencia

Ica

Marcona

Conococha

Pachachaca

Pomacocha

Cotaruse

Montalvo

Tintaya

Oroya

Abancay

Puno

Los Heroes

p.u / MW

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 220 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MW

MAn17 MAn18



27/02/2015

Final


Figura 2.17 Factores de Sensibilidad dV/dQ del 2017 – 2018, barras 500 kV y 220 kV.

De los resultados obtenidos, las zonas con mayor vulnerabilidad a la pérdida del control de la

tensión se describen a continuación:

- En el Norte, desde la SE Piura hasta la SE Zorritos.

- En el Sur, las SSEE Puno, Los Héroes y Abancay.

En los análisis posteriores se analizarán los problemas relacionados al control de tensión en

las barras indicadas.

2.3.3 Operación en estado estacionario en condiciones normales

Se evalúa la operación del sistema tanto para los periodos de avenida y estiaje, para las

condiciones de demanda máxima, media y mínima, así como para la condición de máxima

demanda del sistema (diciembre).

En las figuras siguientes se muestran los resultados de las simulaciones, en cuanto a

tensiones de barras y flujos en líneas de transmisión, los cuales se consideran de mayor

0 0,0002 0,0004 0,0006 0,0008

La Niña

Trujillo

Chimbote

Carabayllo

Chilca

Poroma

Ocoña

San Jose

Montalvo

Colcabamba

Yarabamba

p.u / MVar

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 500 kV ANTE UN CAMBIO DE 1 MVAR

MAn17 MAn18

0 0,005 0,01 0,015

Zorritos

Talara

Piura Oeste

La Niña

Chiclayo Oeste

Guadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga

Carabayllo

Planicie

Chavarria

Santa Rosa

San Juan

Independencia

Ica

Marcona

Conococha

Pachachaca

Pomacocha

Cotaruse

Montalvo

Tintaya

Oroya

Abancay

Puno

Los Heroes

p.u / MVar

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 220 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MVAR

MAn17 MAn18



27/02/2015

Final


relevancia para el análisis. Los resultados corresponden a las barras y las líneas más

representativas del SEIN. Adicionalmente, en el anexo E se muestran los resultados de la

operación de los SVC del SEIN, flujos y tensiones en 138 kV.

2.3.3.1 Condiciones normales 2017

Las tensiones en barras en 500 kV, 220 kV y 138 kV son mostrados en las siguientes figuras:

Figura 2.18 Tensiones en barras de 500 kV en p.u, año 2017.

0,925

0,95

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La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Carapongo Chilca Poroma Ocoña San José Montalvo ColcabambaYarabamba

Te

ns

ión

Op

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(p

.u.)

TENSIONES DE 500 kV EN CONDICIONES NORMALES 2017

Av.Max. Av.Med. Av.Min. Es.Max. Es.Med. Es.Min. Max.Anual

OPERACIÓN EN ALERTA

OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final


Figura 2.19 Tensiones en barras de 220 kV en p.u. (1 de 3), año 2017.


0,925

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Zorritos Talara Piura La Niña Chiclayo Guadalupe Trujillo Chimbote Paramonga Carabayllo

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(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

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Zapallal Planicie Industriales Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan Chilca Independencia Marcona Cotaruse

Te

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Op

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(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final



Figura 2.22 Tensiones de Operación en barras de 138 kV en p.u. (1 de 2), año 2017.

0,925

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0,975

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Huayucachi Tingo Maria Paragsha Carhuamayo Oroya Pachachaca Montalvo Puno Socabaya Los Heroes

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

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a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Paramonga Huánuco Oroya Pucallpa Tocache Moyobamba Cerro Verde Montalvo

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2015

Final



La carga porcentual de los flujos de potencia por las líneas de 500 kV, 220 kV y 138 kV son

mostrados en las siguientes figuras.

Figura 2.24 Carga en líneas de 500 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal, año 2017.

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Toquepala Dolorespata Callalli Quencoro Cachimayo Abancay Ayaviri Juliaca Azangaro Puno

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Trujillo -LaNiña

Chimbote -Trujillo

Carabayllo -Chimbote

Chilca-Carapongo

Chilca-Poroma Poroma-Ocoña Colcabamba-Poroma

Poroma-Yarabamba

Montalvo-Yarabamba

SanJose-Montalvo

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)

FLUJO EN LINEAS DE 500 kV EN CONDICIONES NORMALES 2017


SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final


Figura 2.25 Carga en líneas de 220 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal. (1 de 5), año 2017.


0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Talara-Piura La Niña-PiuraSur

La Niña -Chiclayo

Chiclayo-Carhuaquero

Trujillo -Guadalupe

Trujillo-Cajamarca

Guadalupe -Chiclayo

Cajamarca-Carhuaquero

Chimbote -Trujillo

Paramonga-Chimbote

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Paramonga-Conococha

Paramonga-Huacho

Huacho-Zapallal

Carabayllo -Zapallal

Zapallal -Ventanilla

Ventanilla -Chavarria

Cajamarquilla- Chavarria

Santa Rosa -Chavarria

San Juan -Santa Rosa

San Juan -Chilca

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Planicie -Carabayllo

Chilca-Planicie Independencia-Ica

Conococha-KimanAyllu

KimanAyllu-Shahuindo

Paragsha-Conococha

Tingo María-Vizcarra

Paragsha-Vizcarra

Carhuamayo-Paragsha

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Oroya-Carhuamayo

Oroya-Pachachaca

Pachachaca-Pomacocha

Mantaro-Pachachaca

Mantaro-Pomacocha

Mantaro-Cotaruse

Cotaruse-Socabaya

Huancavelica-Mantaro

Friaspata-Mollepata

Pomacocha-Carhuamayo

Pomacocha-San Juan

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final


Figura 2.29 Carga en líneas de 220 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal (5 de 5), año 2017.


0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Suriray-Quencoro

Quencoro-Onocora

Onocora-Tintaya Montalvo-Socabaya

Montalvo-LosHéroes

Suriray-Cotaruse Tintaya-Socabaya

Montalvo-Puno

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Aguaytia -Pucallpa

Aucayacu -Tocache

TingoMaría -Aucayacu

TingoMaría -P.Blanca

Azangaro-Juliaca

Azangaro-SanRafael

DoloresPata-Quencoro

Juliaca-Puno Quencoro-Combapata

Tarapoto -Moyobamba

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final



A continuación se muestra los estados de operación de los SVC del SEIN:

Figura 2.32 Operación de los SVC’s. (1 de 2), año 2017.

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chilina -Santuario

Machupicchu- Cachimayo

Montalvo -Botiflaca

Montalvo -MillSite

Montalvo -Toquepala

SanGaban -SanRafael

Santuario -Socabaya

SPCC -Montalvo

Tintaya -Ayaviri

Tintaya -Callalli

Toquepala -Aricota

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

-150

-100

-50

0

50

100

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chiclayo Cajamarca Trujillo Vizcarra Chavarria Balnearios Tintaya Tintaya-Antapacay

MVAr OPERACIÓN DE SVCs EN CONDICIONES NORMALES 2017


INDUCTIVO

CAPACITIVO



27/02/2015

Final


Figura 2.33 Operación de los SVC’s. (2 de 2), año 2017.

La carga de transformadores representativos de 500/220 kV y 220/138 kV son mostrados en

las siguientes figuras:

Figura 2.34 Carga en Transformadores de 500/220 kV, año 2017.

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual

San José Socabaya



CAPACITIVO

INDUCTIVO

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo 500/220 LaNiña 500/220 Chimbote 500/220 Carabayllo 500/220 SanJose 500/220 Montalvo 500/220

Carg

a T

ran

sfo

rma

do

res

(%

)

CARGA EN TRANSFORMADORES 500/220 kV EN CONDICIONES NORMALES 2017


SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final



De los resultados obtenidos se indica, para el 2017 que:

Las tensiones en 500 kV, 220 kV y 138 kV son aceptables debido a que operan dentro

del rango permitido de acuerdo a los criterios.

Las líneas de 500 kV de la troncal del Centro – Norte operan entre el 21% (LT

Chimbote – Trujillo 550 kV, sobre 865 MVA) y el 62% (LT Carabayllo – Chimbote 500

kV, sobre 865 MVA) y las líneas de la troncal Centro – Sur entre el 14% (LT San José

– Montalvo 500 kV, sobre 840 MVA) y el 93% (LT Chilca – Poroma 500 kV, sobre 840

MVA).

La línea en 220 kV Mantaro – Cotaruse presentaría sobrecarga de 3% sobre 252 MVA

por circuito, pero no con la capacidad de 505 MVA por circuito.

La línea en 138 kV Tingo María – Aucayacu – Tocache operaría al 90% de carga, lo

cual no es recomendable por ser parte del anillo de transmisión entre las SSEE

Cajamarca y Tingo María (que incluye líneas de 220 kV). Una solución sería la

apertura del anillo en 138 kV.

Los transformadores de 500/220 kV y 220/138 kV, no presentan sobrecargas.

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chimbote220/138

Carhuamayo220/138

Tingo Maria220/138

Tintaya220/138

Abancay220/138

Socabaya220/138

Montalvo220/138

Puno 220/138

Ca

rga

Tra

ns

form

ad

ore

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final


Se observa que algunos transformadores 220/60 kV presentan sobrecargas, sin

embargo corresponde que estas sean monitoreadas por las empresas titulares de

estas instalaciones en el marco del Plan de Inversiones.

Los equipos estáticos de compensación reactiva que operan predominantemente en

los extremos de sus límites reactivos son: Cajamarca (inductivo), Chavarría (Inductivo)

y Balnearios (capacitivo).


Las tensiones en barras en 500 kV, 220 kV y 138 kV son mostrados en las siguientes figuras:

Figura 2.36 Tensiones de Operación en barras de 500 kV en p.u., año 2018.

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Carapongo Chilca Poroma Ocoña San José Montalvo ColcabambaYarabamba

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Zorritos Talara Piura La Niña Chiclayo Guadalupe Trujillo Chimbote Paramonga Carabayllo

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Zapallal Planicie Industriales Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan Chilca Independencia Marcona Cotaruse

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2015

Final




mostrados en las siguientes figuras:

Figura 2.42 Carga en líneas de 500 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal, año 2018.

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo -LaNiña

Chimbote -Trujillo


Chilca-Carapongo

Chilca-Poroma

Poroma-Ocoña

Colcabamba-Poroma

Poroma-Yarabamba

Montalvo-Yarabamba

SanJose-Montalvo

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


La Niña -Piura Oeste

La Niña -Chiclayo


Trujillo -Guadalupe

Trujillo-Cajamarca

Guadalupe -Chiclayo


Chimbote -Trujillo

Paramonga-Chimbote

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Paramonga-Conococha

Paramonga-Huacho

Huacho-Zapallal




Cajamarquilla- Chavarria



San Juan -Chilca

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Planicie -Carabayllo

Chilca-Planicie Independencia-Ica



Paragsha-Conococha

Tingo María-Vizcarra

Paragsha-Vizcarra

Carhuamayo-Paragsha

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Oroya-Carhuamayo

Oroya-Pachachaca


Mantaro-Pachachaca

Mantaro-Pomacocha

Mantaro-Cotaruse

Cotaruse-Socabaya


Friaspata-Mollepata


Pomacocha-San Juan

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Suriray-Quencoro

Quencoro-Onocora


Montalvo-LosHéroes


Montalvo-Puno

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Aguaytia -Pucallpa

Aucayacu -Tocache



Sta Lorenza-Amarilis

Azangaro-Juliaca

Azangaro-SanRafael



Tarapoto -Moyobamba

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final


Figura 2.49 Carga en líneas de 138 kV en porcentaje de su Capacidad Nominal (2 de 2), año 2018..

El estado de la operación de los SVC del SEIN es mostrado en la siguiente figura:

Figura 2.50 Operación de los SVC’s (1 de 2), año 2018.

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chilina -Santuario


Montalvo -Botiflaca

Montalvo -MillSite

Montalvo -Toquepala

SanGaban -SanRafael

Santuario -Socabaya

SPCC -Montalvo

Tintaya -Ayaviri

Tintaya -Callalli

Toquepala -Aricota

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

-150

-100

-50

0

50

100

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Title OPERACIÓN DE SVCs EN CONDICIONES NORMALES 2018


INDUCTIVO

CAPACITIVO



27/02/2015

Final



La carga de transformadores representativos de 500/220 kV y 220/138 kV son mostrados en

las siguientes figuras:


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual

San José Socabaya Planicie



CAPACITIVO

INDUCTIVO

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo 500/220 LaNiña 500/220 Chimbote 500/220 Carabayllo 500/220 SanJose 500/220 Montalvo 500/220

Ca

rga

Tra

ns

form

ad

ore

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final



De los resultados obtenidos se indica, para el 2018 que:

Las tensiones en 500 kV y 138 kV son aceptables debido a que operan dentro del

rango permitido de acuerdo a los criterios. En 220 kV, las tensiones en las SSEE

Talara y Piura se encontrarían por debajo del umbral de la tensión de operación

normal.

Las líneas de 500 kV de la troncal del Centro – Norte operan entre el 28% (LT

Chimbote – Trujillo 550 kV, sobre 865 MVA) y el 70% (LT Carabayllo – Chimbote 500

kV, sobre 865 MVA) y las líneas de la troncal Centro – Sur entre el 17% (LT San José

– Montalvo 500 kV, sobre 840 MVA) y el 98% (LT Chilca – Poroma 500 kV, sobre 840

MVA).

La línea en 138 kV Tingo María – Aucayacu – Tocache operaría al 92% de carga, lo

cual no es recomendable por ser parte del anillo de transmisión entre las SSEE

Cajamarca y Tingo María (incluyendo líneas de 220 kV). Se recomienda la apertura

del anillo por el lado de 138 kV.




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chimbote220/138

Carhuamayo220/138

Tingo Maria220/138

Tintaya220/138

Abancay220/138

Socabaya220/138

Montalvo220/138

Puno 220/138

Ca

rga

Tra

ns

form

ad

ore

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final



los extremos de sus límites reactivos son: Trujillo (Capacitivo), Vizcarra (Capacitivo),

Tintaya, Tintaya-Antapacay (Inductivo) y Balnearios (capacitivo).

2.3.4 Operación en estado estacionario en contingencia

Para la evaluación de la operación del sistema en estado de contingencias, se seleccionan

una lista de líneas de transmisión cuyas salidas de servicio podrían tener alto impacto en la

operación del sistema, generando sobrecargas en otras líneas. La Tabla 2.14 indica la

relación de líneas consideradas en el análisis de contingencias.

Tabla 2.14 Líneas de transmisión para el análisis de contingencias, 2017 - 2018

Mediante la herramienta de análisis de contingencias del DIgSILENT (modelo lineal o DC), se

evaluó la operación del sistema para los años 2017 y 2018, en los periodos de avenida y

estiaje y para los bloques de demanda máxima, media y mínima demanda, así como la

demanda máxima del año (diciembre).

2.3.4.1 Estado de contingencia 2017

La Tabla 2.15 resume los resultados de los flujos por las líneas que son afectadas por más

del 20% de sobrecarga.

Item zona Norte Zona Centro Zona Sur

1 LT 500 kV Chimbote-Trujillo LT 500 kV Carabayllo-Chimbote LT 500 kV Poroma-Ocoña

2 LT 500 kV Trujillo-La Niña LT 500 kV Carapongo-Carabayllo LT 500 kV Ocoña-SanJose

3 LT 220 kV La Niña-Piura Sur LT 500 kV Chilca-Poroma LT 220 kV Montalvo-Moquegua

4 LT 220 La Niña-Piura LT 500 kV ChilcaN-Carabayllo -

5 LT 220 kV Cajamarca-Caclic LT 500 kV ChilcaN-Carapongo -

6 - LT 500 kV Colcabamba-Poroma -

7 - LT 500 kV Poroma-Yarabamba -

8 - LT 500 kV Yarabamba-Montalvo -

9 - LT 220 kV TingoMaria-Vizcarra -

10 - LT 220 kV Paragsha-Vizcarra -

11 - LT 220 kV Pomacocha-Carhuamayo -

12 - LT 220 kV Oroya Nueva-Carhuamayo -



27/02/2015

Final


Tabla 2.15 Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2017.




Tabla 2.16 Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2018.

Cabe resaltar que las mayores sobrecargas en la LT 220 kV Mantaro-Cotaruse se producen

ante la salida de la LT 500 kV Chilca Poroma, lo que resulta en un máximo flujo de potencia

de 662 MVA y 575 MVA para el año 2017 y 2018, respectivamente.

NOMINAL PRE-

FALLA(*)

POST-

FALLA(*)

Áño ÁREA CONTINGENCIA ESCENARIO LINEAS AFECTADAS (MVA) (MVA) (%)TIEMPO

(min)(%) (%)

LT 220kV La Niña-Piura Sur MAn17 LT 220kV Chiclayo - Felam 180 216 120 240 59 150

LT 500kV Chimbote - Trujillo Es17max LT 220kV Chimbote - Trujillo 152 182,4 120 240 50 142

LT 138kV PBlanca-Amarilis 45 54 120 240 52 167

LT 138kV TingoMaria-Pblanca 45 54 120 240 52 167

LT 138kV TingoMaría - Aucayacu 45 54 120 240 71 158

LT 138kV Juanjui - Bellavista 45 54 120 240 40 127

LT 138kV Tocache - Juanjui 45 54 120 240 50 137

LT 138kV Aucayacu - Tocache 45 54 120 240 70 157

LT 220kV Cantera-Independencia 152 182,4 120 240 75 153

LT 220kV ChilcaREP-Cantera_L2090 152 182,4 120 240 83 162

LT 220kV ChilcaREP-Desierto_L2091 152 182,4 120 240 90 171

LT 220kV Desierto - Derv.NChincha220 152 182,4 120 240 70 151

LT 220kV Independencia-Derv.NChincha220 152 182,4 120 240 59 135

Sur LT 500kV Poroma-Ocoña Es17max LT 500kV Poroma-Yarabamba 700 - 100 - 57 120

(*) Porcentaje respecto a la potencia nominal de la línea.

LT 220kV Cajamarca-Caclic

LT 500kV Chilca-Poroma

Es17max

Centro

Es17med

Es17min

LIMITE OPERATIVO EN

CONTINGENCIA

2017

LT 220kV Tingo María-Vizcarra

Norte

NOMINAL PRE-

FALLA(*)

POST-

FALLA(*)


(min)(%) (%)

LT 220kV La Niña-Piura Sur 180 - 100 - 76 165

LT 220kV Piura Oeste - Piura Sur 180 - 100 - 61 149

LT 220kV La Niña-Piura Sur MAn18 LT 220kV La Niña - Piura Oeste 180 216 120 240 88 165

LT 500kV Chimbote - Trujillo Es18max LT 220kV Chimbote-TrujilloNorte_L2233 152 182,4 120 240 47 178

LT 220kV Huacho-Lomera 180 216 120 240 36 122

LT 220kV Zapallal-Lomera 180 216 120 240 44 123

LT 220kV Paramonga-Huacho 180 216 120 240 41 130

LT 220kV Huacho-Zapallal 180 216 120 240 43 135

LT 220kV Oroya-Pachachaca 250 - 100 - 65 108

LT 138kV PBlanca-Amarilis 45 54 120 240 77 193

LT 138kV TingoMaria-Pblanca 45 54 120 240 77 193

LT 138kV Amarilis - Huanuco 45 54 120 - 66 136

LT 138kV TingoMaría - Aucayacu 45 54 120 240 76 170

LT 138kV Juanjui - Bellavista 45 54 120 240 43 138

LT 138kV Tocache - Juanjui 45 54 120 240 53 148

LT 138kV Aucayacu - Tocache 45 54 120 240 74 169

LT 220kV SanJuan-SantaRosa_L2010 152 182,4 120 240 84 134

LT 220kV SanJuan-SantaRosa_L2011 152 182,4 120 240 84 134

LT 220kV Oroya-Carhuamayo Av18min LT 220kV Pomacocha-Carhuamayo 180 - 100 - 85 130

LT 220kV Cantera-Independencia 152 182,4 120 240 78 158

LT 220kV ChilcaREP-Cantera_L2090 152 182,4 120 240 88 168

LT 220kV ChilcaREP-Desierto_L2091 152 182,4 120 240 95 177

LT 220kV Desierto - Derv.NChincha220 152 182,4 120 240 75 158

LT 220kV Independencia-Derv.NChincha220 152 182,4 120 240 61 139

LT 500kV Poroma-Ocoña Es18max LT 500kV Poroma-Yarabamba 700 - 100 - 54 118

LT 220kV Montalvo-Moquegua Es18max LT 220kV Montalvo-Socabaya 150 - 100 - 45 142


Centro

Sur

LT 500kV Chilca-Carapongo

LT 500kV Chilca-Poroma

LT 500kV Carabayllo - Chimbote

Es18max

Es18med

Norte

LT 220kV Cajamarca-Caclic

MAn18

Es18min

Es18min


LIMITE OPERATIVO EN

CONTINGENCIA

2018

LT 220kV La Niña - Piura Oeste MAn18



27/02/2015

Final


2.3.5 Niveles de corto circuito

Los resultados de los cálculos de las máximas corrientes de cortocircuito trifásicos y

monofásicos a tierra en el periodo 2017 - 2018 se muestran en el anexo E.

La corriente de cortocircuito se calculó para los escenarios de máxima y media demanda en

los periodos de avenida y estiaje, y adicionalmente la máxima demanda anual. Los

resultados, seleccionando el máximo valor de cortocircuito para cada año, se muestran en la

Tabla 2.17.

Nota: En la columna “Capacidad de Ruptura” se muestra la menor o menores capacidades de ruptura

de los diferentes equipos de las subestaciones.

Tabla 2.17 Máximas Corrientes de Cortocircuito del SEIN 2017 – 2018.

ZonaTensión

BarraSubestación

Capacidad de

Ruptura

Corriente de

CC

Monofásico

Corriente de

CC Trifásico

Corriente de

CC Monofásico

Corriente de

CC Trifásico

La Niña 31,5 2,3 2,0 2,6 2,4

Trujillo 40,0 3,7 3,3 5,4 4,6

Chimbote 40,0 4,3 4,1 5,6 5,6

Zorritos 31,5 1,1 1,0 1,1 1,0

Talara 31,5 2,5 1,8 2,7 2,0

Piura 31,5 3,5 2,8 4,0 3,1

Chiclayo 31,5 5,3 4,4 5,8 4,9

Guadalupe 31,5 4,9 4,4 5,2 4,9

Carhuaquero 40,0 5,1 4,6 5,3 4,8

Trujillo 31,5 8,8 6,9 10,5 8,4

Chimbote 25,0 10,2 8,3 11,9 9,8

Colcabamba 40,0 5,6 5,3 5,6 5,3

Chilca Nueva 40,0 13,9 13,9 15,3 14,9

Carapongo 40,0 12,1 12,5 12,7 13,1

Carabayllo 40,0 11,4 11,5 11,9 12,2

Poroma 40,0 6,4 8,3 6,5 8,6

Zapallal 40,0 27,8 26,7 28,5 27,5

Chavarria 31,5 / 40 35,3 30,7 36,8 32,3

Ventanilla 25 / 31,5 32,8 30,2 33,8 31,4

Santa Rosa 31,5 / 40 34,5 30,6 37,2 32,8

Chilca Nueva 40,0 35,6 32,4 36,1 32,9

Chilca REP 40,0 31,4 29,1 31,7 29,5

Carapongo 63,0 30,7 28,7 31,7 29,9

Planicie 63,0 17,9 19,8 20,9 20,1

San Juan 31,5 26,9 25,1 27,4 25,7

Pachachaca 31,5 11,8 15,7 11,9 15,8

Callahuanca 20,0 14,0 16,8 14,2 17,1

Matucana 40,0 7,5 8,3 7,6 8,4

Huinco 40,0 12,3 12,3 12,4 12,4

Carhuamayo 31,5 9,6 10,8 9,6 10,9

Pomacocha 31,5 10,7 14,5 10,7 14,6

Paragsha 31,5 9,8 10,3 9,9 10,5

Oroya Nueva 31,5 7,6 9,6 7,6 9,7

Paramonga 25,0 6,4 7,6 6,5 7,8

Mantaro 31,5 28,6 24,8 28,8 25,0

Marcona 31,5 7,5 7,0 7,6 7,1

Huayucachi 31,5 4,3 4,9 4,3 4,9

Independencia 31,5 6,9 7,1 6,9 7,1

Tingo Maria 31,5 3,9 1,9 4,2 2,0

Yanango 31,5 4,1 4,3 4,1 4,3

Ocoña 40,0 4,1 5,7 4,1 5,9

San José 40,0 6,6 5,5 6,7 5,6

Montalvo 40,0 6,5 5,6 6,6 5,7

Yarabamba 40,0 6,1 5,9 6,2 6,1

Cotaruse 25,0 5,7 10,6 5,9 10,8

Socabaya 31,5 15,6 12,8 16,4 13,6

Montalvo 31,5 11,2 9,3 11,4 9,5

Ilo 2 25,0 6,8 5,0 6,8 5,1

Suriray 40,0 6,8 6,2 7,0 6,5

Tintaya 40,0 4,2 4,8 5,8 6,2

Abancay 40,0 4,1 4,3 4,1 4,4

Azángaro 31,5 2,0 1,8 2,0 1,9

Juliaca 31,5 2,3 1,9 2,3 2,0

Puno 31,5 2,3 2,1 2,4 2,2

Los Heroes 25,0 3,0 3,1 3,0 3,1

2017 2018

220 kV

500 kV

500 kV

Norte

220 kV

Sur

220 kV

500 kV

Centro



27/02/2015

Final


Las principales subestaciones de la zona Norte y Sur del SEIN presentan niveles de corriente

de cortocircuito por debajo de las mínimas capacidades nominales de sus instalaciones. Sin

embargo, en el área de Lima, las subestaciones que trasgreden sus capacidades mínimas de

corriente de cortocircuito son:

Chavarría 220 kV:

Calculado = 36,8 kA.

Menor Capacidad de Ruptura = 31,5 kA (Empresa de Distribución).

Santa Rosa 220 kV:


Menor Capacidad de Ruptura = 31,5 kA (Empresas de Distribución y Generación).

Ventanilla 220 kV:


Menor Capacidad de Ruptura = 31,5 kA (Empresa de Generación) y 25 kA (Empresa de Distribución).

Es importante mencionar que en el desarrollo de la actualización del Plan de Transmisión

2015 - 2024 el COES emitió cartas al MINEM, OSINERGMIN y los agentes, remarcando la

necesidad de normalizar la capacidad de ruptura de los equipos a 40 kA en las subestaciones

de Chavarría y Santa Rosa, la cual se hace extensiva para la SE Ventanilla.

Para el año 2017 se estima que el nivel de cortocircuito en la SE Santa Rosa 220 kV se

incrementa hasta un máximo de 34,5 kA. Para el año 2018 se estima una máxima corriente

de cortocircuito de 37,2 kA en dicha subestación, bajo condiciones normales de operación del

sistema. Este incremento es consecuencia del ingreso de nuevos proyectos de generación

(nueva generación en la SE Santa Rosa) y transmisión (nueva subestación Carapongo) en el

sistema.

Considerando la operación de la nueva generación en la SE Santa Rosa, se estimó la

máxima corriente de corto circuito en dicha subestación, para condiciones de máxima

generación en la subestación, alcanzándose una corriente de cortocircuito trifásico de 36 kA

y acercándose al límite de 40 kA para una falla monofásica.

Es importante que los nuevos proyectos a ingresar en el área de Lima y que contribuyan a

incrementar la corriente de cortocircuito, tomen en consideración diseños especiales que



27/02/2015

Final


limiten el incremento del nivel de cortocircuito (tales como resistencias en el neutro del

transformador, reactancias serie con núcleo de aire, etc.), con el fin de no superar el valor de

40 kA para la tensión de 220 kV.

En el Anexo E se encuentran los resultados gráficos comparativos de las simulaciones

realizadas.

2.3.6 Estabilidad de tensión

Para analizar la estabilidad de tensión se simulan aumentos de carga en las zonas Norte y

Sur del SEIN, para cada año del periodo 2017-2018, sobre las cargas vegetativas del

escenario de máxima demanda anual. Es importante resaltar que este escenario (máxima

demanda anual) representa la condición de mayor estrés del sistema, dado que se simula la

mayoría de los dispositivos de compensación reactiva existentes próximos a sus límites

reactivos ante la pérdida de control de tensión (comúnmente se alcanza un límite capacitivo).

Se incrementa la demanda de las cargas usando un porcentaje de participación uniforme en

las zonas Norte y Sur. Asimismo, se observa el comportamiento de las tensiones en las

barras de paso y barras de carga, cada una con su respectivo criterio de tensión.

2.3.6.1 Curvas P-V - año 2017

Curva P-V de las barras de la zona Norte del SEIN

En la Figura 2.54 y la Figura 2.55 se muestran las curvas P-V para el aumento de carga en la

zona Norte de las barras de carga y barras de paso, respectivamente.



27/02/2015

Final


Figura 2.54 Curva P-V para aumento de carga en la zona Norte, año 2017 – Barras de carga

4310.004290.004270.004250.004230.004210.00

1.055

1.030

1.005

0.980

0.955

0.930

x-Axis: U_P-Curve_DireccionCargaNS: Potencia total SEIN de cargas vegetativas in MW

ZORRITOS_220: Voltage, Magnitude in p.u.

TALARA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

Piura Oeste 220\Piura_220A: Voltage, Magnitude in p.u.

LA_NINA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

CHICLAYO_OESTE_220: Voltage, Magnitude in p.u.

SEGUA\GUADALUPE_220: Voltage, Magnitude in p.u.

SETNOR\TRUJILLO_220A: Voltage, Magnitude in p.u.

NEPE138: Voltage, Magnitude in p.u.

VIZ-PANU: Voltage, Magnitude in p.u.

CHIM220\CHIMBOTE_220B: Voltage, Magnitude in p.u.

CAJAMARCA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

PANU\PARAMONGA_NUEVA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.950 p.u.4277.991 MW4283.440 MW

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BCarga_Norte

Año 2017

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


Figura 2.55 Curva P-V para aumento de carga de la zona Norte, año 2017 – Barras de paso

Ante el aumento de carga orientado hacia la zona Norte, se alcanza el límite de operación

cuyo factor limitante viene a ser la tensión mínima en Piura Oeste 220 kV (0,95 p.u.). Si se

estresa progresivamente el sistema mediante el aumento de la demanda en esta dirección de

carga, se obtiene un deterioro de las condiciones de operación y, debido a la falta de soporte

4310.004290.004270.004250.004230.004210.00

1.015

0.990

0.965

0.940

0.915

0.890


NINA500: Voltage, Magnitude in p.u.

SETNOR500: Voltage, Magnitude in p.u.

Carabayllo\Carabayllo_500 B: Voltage, Magnitude in p.u.

CHIM500: Voltage, Magnitude in p.u.

KIMAN AYLLU_220: Voltage, Magnitude in p.u.

CONOCOCHA220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.900 p.u.

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BPaso_Norte

Año 2017

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


de compensación reactiva, se vulneran los límites operativos, resultando en este caso

tensiones menores a 0,95 p.u. en Puno 138 kV.

La condición de máxima potencia del SEIN resulta en una tensión de 0,939 p.u. en Piura

Oeste 220 kV. En otras barras de carga de la zona Norte, como la barra Talara 220 kV, las

tensiones resultan también menores a 0,95 p.u. Las tensiones de las barras de paso de la

zona Norte se mantienen mayores al límite inferior de tensión de 0,90 p.u. en todo el proceso

de aumento de carga.

Curva P-V de las barras de la zona Sur del SEIN

Análogamente, en la Figura 2.56 y la Figura 2.57 se muestran las curvas P-V para el

aumento de carga en la zona Sur de las barras de carga y barras de paso, respectivamente.



27/02/2015

Final


Figura 2.56 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2017 – Barras de carga

4410.004370.004330.004290.004250.004210.00

1.03

1.01

0.99

0.97

0.95

0.93


CVER220: Voltage, Magnitude in p.u.

ABAN220: Voltage, Magnitude in p.u.

QUEN138: Voltage, Magnitude in p.u.

TINTAYA220: Voltage, Magnitude in p.u.

TINTA138: Voltage, Magnitude in p.u.

AZANG138: Voltage, Magnitude in p.u.

JULIA138: Voltage, Magnitude in p.u.

PUN220: Voltage, Magnitude in p.u.

PUNO138: Voltage, Magnitude in p.u.

SPCC138: Voltage, Magnitude in p.u.

HERO220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.950 p.u.4373.327 MW4377.780 MW

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BCarga_Sur

Año 2017

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


Figura 2.57 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2017 – Barras de paso

Ante el aumento de carga orientado hacia la zona Sur, se alcanza el límite de operación cuyo

factor limitante viene a ser la tensión mínima en Puno 138 kV (0,95 p.u.).

La condición de máxima potencia del SEIN resulta en una tensión de 0,942 p.u. en Puno 138

kV. En otras barras de carga de la zona Sur, como la barra Juliaca 138 kV, las tensiones

resultan también menores a 0,95 p.u. Las tensiones de las barras de paso de la zona Sur se

4410.004370.004330.004290.004250.004210.00

1.04

1.01

0.98

0.95

0.92

0.89


OCOÑA500: Voltage, Magnitude in p.u.

SANJOSE500: Voltage, Magnitude in p.u.

MONT2-500: Voltage, Magnitude in p.u.


CARMI220: Voltage, Magnitude in p.u.

COTARUSE 13: Voltage, Magnitude in p.u.

SOCA220: Voltage, Magnitude in p.u.

SURIRAY220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.900 p.u.

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BPaso_Sur

Año 2017

Date:

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


mantienen mayores al límite inferior de tensión de 0,90 p.u. en todo el proceso de aumento

de carga.

2.3.6.2 Curvas P-V - año 2018

Curva P-V de las barras de la zona Norte del SEIN

En la Figura 2.58 y la Figura 2.59 se muestran las curvas P-V para el aumento de carga en la

zona Norte de las barras de carga y barras de paso, respectivamente.

4590.004570.004550.004530.004510.004490.00

1.045

1.020

0.995

0.970

0.945

0.920


ZORRITOS_220: Voltage, Magnitude in p.u.

TALARA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

Piura Oeste 220\Piura_220A: Voltage, Magnitude in p.u.

LA_NINA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

CHICLAYO_OESTE_220: Voltage, Magnitude in p.u.

SEGUA\GUADALUPE_220: Voltage, Magnitude in p.u.

SETNOR\TRUJILLO_220A: Voltage, Magnitude in p.u.

NEPE138: Voltage, Magnitude in p.u.

VIZ-PANU: Voltage, Magnitude in p.u.

CHIM220\CHIMBOTE_220B: Voltage, Magnitude in p.u.

CAJAMARCA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

PANU\PARAMONGA_NUEVA_220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.950 p.u.4543.918 MW4552.669 MW

4556.149 MW

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BCarga_Norte

Año 2018

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


Figura 2.58 Curva P-V para aumento de carga de la zona Norte, año 2018 – Barras de carga

Figura 2.59 Curva P-V para aumento de carga de la zona Norte, año 2018 – Barras de paso.

Ante el aumento de carga orientado hacia la zona Norte, se alcanza el límite de operación

cuyo factor limitante viene a ser la tensión mínima en Talara 220 kV (0,95 p.u.).

La condición de máxima potencia del SEIN resulta en una tensión de 0,927 p.u. en Talara

220 kV. En otras barras de carga de la zona Norte, como la barra Piura Oeste y Zorritos 220

4590.004570.004550.004530.004510.004490.00

1.04

1.01

0.98

0.95

0.92

0.89


NINA500: Voltage, Magnitude in p.u.

SETNOR500: Voltage, Magnitude in p.u.

Carabayllo\Carabayllo_500 B: Voltage, Magnitude in p.u.

CHIM500: Voltage, Magnitude in p.u.

KIMAN AYLLU_220: Voltage, Magnitude in p.u.

CONOCOCHA220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.900 p.u.

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BPaso_Norte

Año 2018

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


kV, las tensiones resultan también menores a 0,95 p.u. Las tensiones de las barras de paso

de la zona Norte se mantienen mayores al límite inferior de tensión de 0,90 p.u. en todo el

proceso de aumento de carga.

Curva P-V de las barras de la zona Sur del SEIN

Análogamente, en la Figura 2.60 y la Figura 2.61 se muestran las curvas P-V para el

aumento de carga en la zona Sur de las barras de carga y barras de paso, respectivamente.

Figura 2.60 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2018 – Barras de carga

4625.004600.004575.004550.004525.004500.00

1.04

1.02

1.00

0.98

0.96

0.94


CVER220: Voltage, Magnitude in p.u.

ABAN220: Voltage, Magnitude in p.u.

QUEN138: Voltage, Magnitude in p.u.

TINTAYA220: Voltage, Magnitude in p.u.

TINTA138: Voltage, Magnitude in p.u.

AZANG138: Voltage, Magnitude in p.u.

JULIA138: Voltage, Magnitude in p.u.

PUN220: Voltage, Magnitude in p.u.

PUNO138: Voltage, Magnitude in p.u.

SPCC138: Voltage, Magnitude in p.u.

HERO220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.950 p.u.

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BCarga_Sur

Año 2018

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


Figura 2.61 Curva P-V para aumento de carga de la zona Sur, año 2018 – Barras de paso

Ante el aumento de carga orientado hacia la zona Sur, se alcanza el límite de operación cuyo

factor limitante viene a ser la tensión mínima en Puno 138 kV (0,95 p.u.).

La condición de máxima potencia del SEIN resulta en una tensión mínima de 0,951 p.u. en

Puno 138 kV. Las tensiones de las barras de paso de la zona Sur se mantienen mayores al

límite inferior de tensión de 0,90 p.u. en todo el proceso de aumento de carga.

4625.004600.004575.004550.004525.004500.00

1.04

1.01

0.98

0.95

0.92

0.89


OCOÑA500: Voltage, Magnitude in p.u.

SANJOSE500: Voltage, Magnitude in p.u.



CARMI220: Voltage, Magnitude in p.u.

COTARUSE 13: Voltage, Magnitude in p.u.

SOCA220: Voltage, Magnitude in p.u.

SURIRAY220: Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.900 p.u.

Estabilidad de Tensión U_P-Curve_BPaso_Sur

Año 2018

Date:

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T



27/02/2015

Final


2.3.7 Estabilidad permanente

Ciertas condiciones de operación podrían alcanzar alguna condición de déficit de torque de

amortiguamiento y producir inestabilidad del tipo oscilatoria (oscilaciones crecientes, de

naturaleza electromecánica, producidas en bajas frecuencias); en ese sentido, se hace

necesario el análisis de la estabilidad permanente. En la práctica, este análisis involucra el

estudio del amortiguamiento del sistema presente en los modos de oscilación más

perjudiciales, los cuales son del tipo inter-área donde un grupo de máquinas de un área

oscila respecto a un grupo de máquinas de otra área, usualmente conectados por líneas

largas o enlaces débiles (grandes distancias eléctricas).

En ausencia de controladores, se presume que los modos inter-área con bajo

amortiguamiento son ocasionados por las altas potencias de carga en los enlaces de

transmisión y altos valores de impedancias externas vistas por los generadores. La condición

de análisis sin controladores puede identificar modos inter-área con bajo amortiguamiento

(menor al 5% y 2% en condiciones normales y en contingencia, respectivamente) que a su

vez podrían tener una mejora (aumento de amortiguamiento) al incluir los controladores,

principalmente el sistema de excitación, en condiciones de carga moderadas.

A modo de verificar el nivel de amortiguamiento del sistema se realiza el análisis de

estabilidad permanente para las condiciones de máxima demanda (condición N) y debilidad

en el enlace Centro-Sur (condición N-1, salida de la LT 500 kV Poroma – Ocoña en máxima

transferencia).

Escenario: Avenida y Estiaje 2017

En la Figura 2.62 se muestra el resultado de los principales eigenvalores asociados con

modos de oscilación electromecánicos considerando el plano complejo y los niveles de

amortiguamiento para el año 2017. Se observa que todos los modos de oscilación en

condiciones normales (N) presentan un amortiguamiento mayor a 5%, excepto para el estiaje

2017 (3,5%). En condiciones en emergencia (N-1) todos los modos de oscilación son

mayores a 2%.



27/02/2015

Final


Figura 2.62 Resultados de eigenvalores y amortiguamiento porcentual, avenida 2017

Escenario: Avenida y Estiaje 2018

En la Figura 2.63 se muestra el resultado de los principales eigenvalores asociados con

modos de oscilación electromecánicos para el año 2018. Se observa que algunos modos de

oscilación en condiciones normales (N) presentan un amortiguamiento alrededor de 4,2%. En

condiciones en emergencia (N-1) todos los modos de oscilación son mayores a 2%.

0

2

4

6

8

10

-1.2 -1.0 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0.0

PARTE IMAGINARIA(RAD/S)

PARTE REAL (1/S)

EIGENVALORES (Sin Controladores)2017

Av17max Av17max_N-1 Es17max Es17max_N-1

2% 4% 6% 10%



27/02/2015

Final


Figura 2.63 Resultados de eigenvalores y amortiguamiento porcentual, estiaje 2017, avenida y estiaje

2018

En la Tabla 2.18 se muestra el resumen de resultados del análisis de estabilidad permanente

para todos los escenarios simulados. En general, se presentan problemas leves de bajo

amortiguamiento en los periodos de estiaje 2017 (3,5%) y avenida y estiaje 2018 (alrededor

de 4,2%). En condiciones en emergencia no se presentan problemas de bajo

amortiguamiento. Adicionalmente, se puede observar que los modos de oscilación con menor

amortiguamiento son del tipo inter-área, dado que los grupos con mayor factor de

participación, oscilando uno respecto al otro, están en dos áreas distintas (uno en área sur y

otro en área centro-norte).

0

2

4

6

8

10

-1.2 -1.0 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0.0

PARTE IMAGINARIA(RAD/S)

PARTE REAL (1/S)

EIGENVALORES (Sin Controladores)2018

Av18max Av18max_N-1 Es18max Es18max_N-1

2% 4% 6% 10%



27/02/2015

Final


Tabla 2.18 Resumen de resultados del análisis de estabilidad permanente

2.3.8 Estabilidad transitoria

Con la finalidad de evaluar la fortaleza del SEIN ante eventos de gran envergadura que

modifiquen su topología, se ha simulado fallas trifásicas francas a tierra en el punto medio de

las principales líneas troncales de simple y doble circuito.

En la Tabla 2.19 se muestra el resumen de los resultados de estabilidad transitoria

considerando fallas en las principales líneas troncales del SEIN como resultado de los

análisis de contingencias simulados previamente.

Tabla 2.19 Listado de fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2017.

Razón de

Amort. (%)

Frecuencia

Amort. (Hz)

Modo de

OscilaciónGrupo 1 Grupo 2

N 4,28% 1,11 4 Tablazo G1 Chaglla G1

N-1 4,30% 1,11 2 Tablazo G1 Chaglla G1

N 3,48% 1,05 4 Tablazo G1 CAguila G1

N-1 3,54% 1,05 2 Tablazo G1 CAguila G1

N 4,20% 1,12 5 Tablazo G1 Chaglla G1

N-1 4,20% 1,12 5 Tablazo G1 Chaglla G1

N 4,27% 1,12 5 Tablazo G1 Enersur TV

N-1 4,27% 1,12 5 Tablazo G1 Enersur TV

Condición

Menor AmortiguamientoGrupos de Mayor Factor de

Participación

Av18max

Es18max

Av17max

Es17max

Escenario

Áño ÁREA LINEA EN FALLA ESCENARIOTIPO

FALLA

3F Inestable

Electro Oriente: V< 0,8 p.u.

Pérdida de Sincronismo de la CH El

Carmen

1F-Recierre ESTABLE ---

3F Inestable



Carmen


3F Inestable



Carmen


Sur LT 500kV Poroma-Ocoña Es17max 3F ESTABLE ---

3F: Falla trifásica en la línea a 50% de longitud. Apertura definitiva de la línea en 100 ms.

1F-Recierre: Falla monofásica (fase "a") en la línea a 50% de longitud. Apertura de fase "a" de la línea en 100 ms. Recierre exitoso de fase "a" en 600 ms.

2017


Norte

Centro

Actuación del Esquema con PMUs

LT 220kV La Niña-Piura Sur MAn17

ESTABILIDAD

ANGULARCOMENTARIOS

LT 500kV Chimbote - Trujillo Es17max

3F

Es17max

LT 500kV Chilca-Poroma Es17min ESTABLE



27/02/2015

Final


Tabla 2.20 Listado de fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2018.

De los eventos simulados en el 2017 y 2018, se obtuvo los siguientes problemas:

La zona Norte presenta problemas de control de tensión a causa de la falla trifásica con

salida de la LT Trujillo – La Niña 500 kV, la LT Chimbote – Trujillo 500 kV, la LT La Niña –

Piura 220 kV. Las subestaciones de Talara y Piura 220 kV alcanzan valores finales de

tensión post-falla menores a 0,8 pu, sin pérdida de sincronismo. Para la mitigación del

problema posiblemente se deberá establecer un esquema especial de rechazo de carga

en la zona norte.

Por otro lado, una falla con salida de LT Tingo María – Vizcarra 220 kV provocaría

sobrecarga a lo largo de las líneas en 138 kV Paragsha – Huánuco – Tingo María

acompañado de tensiones por debajo de 0,5 p.u. Para la mitigación del problema

posiblemente se deberá establecer un esquema especial de rechazo de carga para evitar

sobrecargas y caídas grandes de tensión.

Áño ÁREA LINEA EN FALLA ESCENARIO

3F Inestable

Zona Norte: V < 0,8 p.u.

Pérdida de Sincronismo de

Generadores Zona Norte


3F Inestable





3F Inestable





3F Inestable





3F Inestable





3F Inestable



Carmen


LT 500kV Chilca-Carapongo MAn18 3F ESTABLE ---

LT 220kV Oroya-Carhuamayo Av18min 3F ESTABLE ---

LT 500kV Chilca-Poroma Es18min 3F ESTABLE Actuación del Esquema con PMUs

LT 500kV Poroma-Ocoña Es18max 3F ESTABLE ---

LT 220kV Montalvo-Moquegua Es18max 3F ESTABLE Zona Sur: V < 0,9 p.u.



LT 500kV Carabayllo - Chimbote Es18min

LT 220kV La Niña-Piura Sur MAn18

LT 500kV Trujillo - LaNiña

LT 500kV Chimbote - Trujillo

2018

LT 220kV La Niña - Piura Oeste MAn18

LT 220kV Tingo María-Vizcarra Es18max

Sur

MAn18

Es18max

Norte

Centro

COMENTARIOSESTABILIDAD

ANGULAR



27/02/2015

Final


Por otra parte, ante la pérdida de la LT Chilca – Marcona – Montalvo 500 kV, la seguridad

del sistema quedaría respaldada por el esquema especial de protección basado en

Unidades de Medición Fasorial (Phasor Measurement Unit – PMU), las cuales estarán

monitoreando en tiempo real las magnitudes y ángulos de las tensiones en las barras del

enlace Centro – Sur del SEIN.

2.4 Conclusiones del diagnóstico de corto plazo

Del análisis energético en el corto plazo se concluye:

No se presenta racionamientos en el SEIN durante el periodo de evaluación.

La tasa de crecimiento promedio de la máxima demanda del SEIN para los años 2017 y

2018 es de 8,7%, asimismo se estima que el incremento promedio anual de la máxima

demanda será de 644 MW.

El ingreso de los principales proyectos de demanda en el SEIN se estiman en 326 MW y

352 MW, los cuales representan el 53% y 52% del incremento en la máxima demanda del

SEIN de los años 2017 y 2018 respectivamente. Los mayores proyectos de demanda se

instalarán en la zona Sur, los cuales representan el 43% y 58% de la demanda total de

los principales proyectos, para los años 2017 y 2018 respectivamente.

En los años 2017 y 2018, la potencia instalada de generación se incrementa en

aproximadamente 850 MW y 498 MW, respectivamente. Este incremento está

conformado por proyectos hidroeléctricos y térmicos, entre ellos las centrales del Nodo

Energético del Sur (500 MW en el año 2017). El desarrollo de estos proyectos se

presenta mayormente en las zonas Centro y Sur, con porcentajes de participación de

aproximadamente 40% y 59% en el año 2017, respectivamente, y de 50% y 42% en el

año 2018, respectivamente. En ese sentido es importante resaltar la falta de proyectos de

generación en la zona Norte.

En el SEIN se requiere del despacho de centrales térmicas que utilizan combustible

líquidos (incluye el Nodo Energético del Sur) y carbón, principalmente en la época de

estiaje. En el 2017 y 2018, la generación con estos tipos de combustibles representa el

1,3% y 0,2% del despacho de generación en el SEIN, respectivamente.

En el año 2017 se requiere del despacho del Nodo Energético del Sur, principalmente en

el periodo de estiaje y en el bloque de punta, como consecuencia de la falta de

generación eficiente en el SEIN. En el año 2018 con la ampliación del ducto de Camisea y

el ingreso de nuevos proyectos hidroeléctricos, no se requiere del despacho de las CCTT

del Nodo Energético del Sur.



27/02/2015

Final


El consumo de gas natural de Camisea presenta valores máximos de 483 MMPCD y 574

MMPCD en los años 2017 y 2018, respectivamente, valores que se presentan

principalmente en el periodo de estiaje. Se resalta el hecho de que el valor para el año

2017 es muy cercano a la máxima capacidad de 513 MMPCD.

El flujo de potencia total enviado de la zona Centro hacia la zona Norte no supera los 500

MW y 700 MW en los años 2017 y 2018, respectivamente. El incremento en el 2018 se

debe al incremento del despacho de generación en las zonas Centro y Sur, como

consecuencia de la puesta en operación de la ampliación del gasoducto de Camisea y de

la puesta en operación de la CH Pucará (zona Sur).

En el año 2018 se presenta congestión en la LT Piura – La Niña de 220 kV como

consecuencia del incremento en el flujo de la LT Trujillo – La Niña de 500 kV, sin embargo

con el proyecto Vinculante “Conexión en la SE La Niña de la LT Chiclayo – La Niña de

220 kV” (Plan de Transmisión 2015-2024 aprobado por el MINEM), este problema se

resolverá. A ello se debe la importancia de su ejecución y puesta en operación en el año

2018.

Del análisis eléctrico en el corto plazo se concluye:

Flujos de potencia

Al hacer una evaluación del comportamiento estacionario con flujo de potencia para los

años 2017 y 2018, se ha detectado problemas de tensión y sobrecargas de líneas en el

SEIN, indicados en la siguiente tabla.

Problemas detectados para el 2017 – 2018.

Contingencias

Del análisis de contingencias de líneas de transmisión para el periodo 2017 – 2018, se

observa que las contingencias más críticas que deterioran la seguridad del sistema son:

ZONA CASO PROBLEMA 2017 2018

NORTE Bajo nivel de tensión en la Zona Norte x

CENTROAltos niveles de carga de LT Tingo María -

Aucayacu - Tocache 138 kV.x x

SURSobrecarga de la LT Mantaro - Cotaruse

de 220 kVx



27/02/2015

Final


LT La Niña –Piura Sur 220 kV.

LT Chimbote – Trujillo 500 kV.

LT Carabayllo – Chimbote 500 kV.

LT Tingo María – Vizcarra 220 kV.

LT Cajamarca – Caclic 220 kV.

De ocurrir alguna de estas contingencias, se deberán implementar medidas operativas

correctivas, como por ejemplo, esquemas de rechazo de carga con disparo transferido y por

mínima tensión, para llevar el sistema a un punto de operación aceptable.

Ante la salida de algún tramo de la LT Chilca – Poroma – Ocoña 500 kV, la seguridad del

sistema quedaría respaldada por el esquema especial de protección basado en Unidades de

Medición Fasorial (Phasor Measurement Unit – PMU), las cuales estarán monitoreando en

tiempo real las magnitudes y ángulos de las tensiones en las barras del enlace Centro – Sur

del SEIN.

Cabe resaltar que las contingencias asociadas a la salida de las LLTT Chilca – Carapongo

500 kV y Oroya – Carhuamayo 220 kV no son consideradas críticas, toda vez que al observar

su desempeño dinámico no se produce una condición de inestabilidad angular y/o de tensión

del sistema, por lo que, a partir de acciones de mitigación menores, se podrá recuperar la

operación segura del sistema.

Corto circuito.

Se recomienda en el más breve plazo la el reemplazo de los equipos de las empresas de

Distribución y Generación de las SSEE Chavarría, Santa Rosa y Ventanilla a 40 kA de

capacidad de ruptura de cortocircuito, tal como lo ha recomendado el COES en la

Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2015-2024.

Máximas Corrientes de Cortocircuito 2017 – 2018.

AR

EA

SUBESTACIONESCAPACIDAD

MINIMA2017 2018

25 kA 32,8 33,8 Supera capacidad de Ruptura (EDELNOR)

31,5 kA 32,8 33,8 Supera capacidad de Ruptura (EDEGEL)

Chavarría 31,5 kA 35,3 36,8 Supera capacidad de Ruptura (EDELNOR)

Santa Rosa 31,5 kA 34,5 37,2Supera capacidad de Ruptura (EDELNOR, LUZ

DEL SUR Y EDEGEL)

COMENTARIOS

IMAXcc (kA)

Ce

ntr

o

Ventanilla



27/02/2015

Final


Complementariamente, se ha estimado la máxima corriente de corto circuito en la SE

Santa Rosa, para las condiciones de máxima generación en la subestación (incluye la

nueva generación prevista), alcanzándose una corriente de corto circuito de 36 kA para

una falla trifásica y acercándose al límite de 40 kA para una falla monofásica. Es

importante que los nuevos proyectos a ingresar en la zona de Lima y que contribuyan a

incrementar la corriente de cortocircuito, deben tomar en consideración diseños

especiales con el fin de limitar el incremento del nivel de cortocircuito y no superar el valor

40 kA para la tensión de 220 kV.

Estabilidad de tensión.

Los factores limitantes en la operación a corto plazo quedan determinados por las

mínimas tensiones (0,95 p.u.) en las SSEE Piura Oeste y Talara para el aumento de

carga en la zona Norte, y en la SE Puno para el aumento de carga en la zona Sur.

Ante el aumento progresivo de la demanda en las cargas, se obtiene un deterioro de las

condiciones de operación y considerando la falta de soporte de compensación reactiva,

se vulneran los límites operativos, resultando en este caso tensiones menores a 0,95 p.u.

Al respecto, se podrán aplicar acciones operativas, como la conexión de compensación

reactiva o reprogramación de la generación, para ampliar los márgenes de carga.

Estabilidad permanente.

En general, se presentan problemas leves de bajo amortiguamiento en los periodos de

estiaje 2017 (3,5%) y avenida y estiaje 2018 (alrededor de 4,2%). En condiciones en

emergencia no se presentan problemas de bajo amortiguamiento. Adicionalmente, se

puede observar que los modos de oscilación con menor amortiguamiento son del tipo

inter-área, dado que los grupos con mayor factor de participación, oscilando uno respecto

al otro, están en dos áreas distintas (uno en área sur y otro en área centro-norte).

Estabilidad transitoria.

Para los eventos simulados en el 2017 y 2018, se obtuvo los siguientes problemas:

o La zona Norte presenta problemas de control de tensión a causa de la falla trifásica

con salida de la LT Trujillo – La Niña 500 kV. Las subestaciones de Talara y Piura 220



27/02/2015

Final


kV alcanzan valores finales de tensión postfalla alrededor de 0,75 pu (165 kV), sin

pérdida de sincronismo. Para la mitigación del problema posiblemente se deberá

establecer un esquema especial de rechazo de carga en la zona norte.

o Por otro lado, una falla con salida de LT Tingo María – Vizcarra 220 kV provocaría

sobrecarga a lo largo de las líneas en 138 kV Paragsha – Huánuco – Tingo María

acompañado de tensiones por debajo de 0,5 p.u. Para la mitigación del problema

posiblemente se deberá establecer un esquema especial de rechazo de carga para

evitar sobrecargas y caídas grandes de tensión.

o Por otra parte, ante la pérdida de la LT Chilca – Marcona – Montalvo 500 kV, la

seguridad del sistema quedaría respaldada por el esquema especial de protección

basado en Unidades de Medición Fasorial (Phasor Measurement Unit – PMU), las

cuales estarán monitoreando en tiempo real las magnitudes y ángulos de las

tensiones en las barras del enlace Centro – Sur del SEIN.



27/02/2015

Final


3 Diagnóstico de largo plazo periodo 2019-2026

El diagnóstico de condiciones operativas de largo plazo se realiza bajo condiciones de

incertidumbres de variables tales como: demanda, oferta e hidrología. Estas incertidumbres

están acotadas por valores máximos y mínimos, los cuales constituyen los “futuros extremos”

o “nudos” de las variables consideradas. Finalmente, la combinación de estos futuros

extremos conforma los escenarios de operación a simular y analizar con el modelo PERSEO.

A continuación se detalla el proceso del diagnóstico de largo plazo.

3.1 Futuros

En esta sección se describe el proceso de definición de los futuros, cuyos criterios y

metodología están detallados en la sección 1.5.2.

3.1.1 Futuros de demanda

3.1.1.1 Zonas eléctricas

Para este estudio se consideran tres zonas eléctricas: Norte, Centro y Sur. Estas zonas son

básicamente las mismas que se utilizaron en el estudio de Actualización del Plan de

Transmisión 2015-2024, con la diferencia de que se está considerando una única zona

centro, mientras que en el estudio anterior se consideró esta zona dividida en dos.

3.1.1.2 Escenarios de proyección de demanda

La proyección de la demanda global se basa en el análisis de dos grandes componentes, el

pronóstico econométrico y la encuesta de las grandes cargas (Cargas especiales, Cargas

Incorporadas, Proyectos, etc.). El primer componente está basado en estimaciones de PBI de

largo plazo, y para el presente diagnóstico considera 5 escenarios: Base, Pesimista,

Optimista, Muy Optimista y Muy Pesimista, dando lugar a un igual número de pronósticos

econométricos. Y de otro lado, se tiene la encuesta, que es elaborada en base a la

declaración e información actualizada de cada una de las grandes cargas.

A continuación en la Tabla 3.1 se muestra las proyecciones de PBI usadas, para el modelo

econométrico.



27/02/2015

Final


Tabla 3.1 Proyecciones del PBI por escenario (%) sin proyectos mineros (Macroconsult-2014).

Las proyecciones de PBI Base, Optimista, Pesimista, Muy Optimista y Muy Pesimista son

estimaciones hechas por la empresa Macroconsult.

Los proyectos y sus ubicaciones por zonas (Centro, Norte y Sur) fueron obtenidas de las

encuestas realizadas a los propietarios y promotores de los nuevos proyectos en minería y/o

industriales. Estos se muestran en la Tabla 3.2.

Muy Pesimista Pesimista Base Optimista Muy Optimista

2015 3,0% 5,0% 5,6% 6,1% 7,2%

2016 3,5% 5,1% 5,2% 5,8% 6,9%

2017 3,1% 4,6% 5,4% 6,0% 7,1%

2018 3,0% 4,6% 5,6% 6,0% 7,6%

2019 2,5% 4,1% 4,9% 5,7% 7,4%

2020 2,6% 3,9% 5,0% 5,7% 7,3%

2021 2,6% 4,4% 4,9% 5,8% 7,4%

2022 2,7% 4,0% 4,7% 5,5% 6,9%

2023 2,6% 4,0% 4,6% 5,4% 7,2%

2024 2,5% 4,0% 5,1% 5,3% 6,9%

2025 2,6% 3,8% 4,6% 5,3% 7,1%

2026 2,6% 3,9% 4,9% 5,4% 7,2%

2014-2026 2,8% 4,2% 5,0% 5,6% 7,2%

EscenariosAños



27/02/2015

Final


Tabla 3.2 Demanda de proyectos para el año 2024 de los 5 escenarios, en GWh.

En la Tabla 3.3 se muestra la proyección de demanda de proyectos para los años 2022 y

2026 del escenario base.

MUY OPTIMISTA OPTIMISTA BASE PESIMISTA MUY PESIMISTA

Zonas GWh GWh GWh GWh GWh

CENTRO 5 181 5 181 4 881 3 650 3 650

Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) 941 941 941 941 941

Ampliacion Shougang Hierro Perú 808 808 808 808 808

Pampa de Pongo (JMP) 778 778 778 778 778

Ampliacion Antamina 1 123 1 123 1 085 341 341

Ampliacion UNACEM-Condorcocha 294 294 276 250 250

Mina Justa 491 491 245 245 245

Ampliacion Quimpac (Oquendo) 170 170 170 170 170

NUEVA PLANTA DE OXIDOS VOLCAN 118 118 118 118 118

Pukaqaqa (Milpo) 315 315 315 0 0

El Porvenir 144 144 144 0 0

NORTE 7 621 7 621 4 895 3 213 3 213

La Granja (Río Tinto) 1 231 1 231 467 1 102 1 102

Galeno (Lumina) 1 130 1 130 942 754 754

Ampliación modernización Refinería Talara 670 670 631 591 591

Ampliación Cemento Pacasmayo 261 261 261 261 261

Cementos Piura 179 179 179 179 179

Ampliacion SIDER PERU 158 158 158 158 158

Ampliación Cajamarquilla-Bongará 102 102 98 89 89

Sulliden (Shahuindo) 315 315 315 79 79

Michiquillay 1 156 1 156 1 156 0 0

Salmueras Sudamericanas 261 261 261 0 0

Ampliación Bayovar-Miski Mayo 227 227 227 0 0

La Arena 200 200 200 0 0

Cañariaco 1 069 1 069 0 0 0

Río Blanco 660 660 0 0 0

SUR 14 126 14 126 12 251 7 423 7 423

Ampliacion Cerro Verde-500kV 3 499 3 499 3 332 3 166 3 166

Las Bambas (XSTRATA) 1 261 1 261 1 261 1 261 1 261

Haquira (Antares) 1 037 1 037 1 037 1 037 1 037

Constancia (Hudbay) 790 790 746 700 700

Quechua 615 615 615 615 615

Coroccohuayco (XSTRATA) 379 379 371 338 338

Inmaculada_Cotaruse 142 142 142 142 142

Expansión de Fundición (SPCC) 83 83 83 83 83

Expansión de Refinería (SPCC) 65 65 65 65 65

Ollachea (Kuri Kullu) 17 17 17 17 17

Corani 266 266 266 0 0

Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) 836 836 836 0 0

Los Calatos (Hampton) 788 788 788 0 0

Tia Maria (SPCC) 774 774 774 0 0

Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) 315 315 315 0 0

Mina Chapi 205 205 205 0 0

Los Chancas (SPCC) 832 832 832 0 0

Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) 566 566 566 0 0

Quellaveco 1 296 1 296 0 0 0

Chucapaca 360 360 0 0 0

Grand Total 26 928 26 928 22 028 14 287 14 287



27/02/2015

Final


Tabla 3.3 Demanda de proyectos del escenario Base para los años de análisis.

Finalmente, en la Tabla 3.4 se muestran las proyecciones por tipo de carga para cada uno de

los cinco escenarios de demanda: demanda econométrica (vegetativa), grandes cargas

(cargas especiales e incorporadas y proyectos), asimismo algunos modelamientos especiales

tales como autoproductores, consumos propios de centrales, etc.

2022 2026

MW GWH MW GWH

Tia Maria (SPCC) 47 387 93 774

Los Chancas (SPCC) 50 416 100 832

Ampliación Concentradora Cuajone (SPCC) 68 566 68 566

Ampliación Concentradora Toquepala (SPCC) 101 836 101 836

Ampliación Fundición (SPCC) 10 83 10 83

Ampliación Refinería (SPCC) 8 65 8 65

Ampliacion Cerro Verde-500kV 405 3 332 405 3 332

Ampliacion Quimpac -Oquendo II 24 170 24 170

Ampliacion Shougang Hierro Perú 108 808 108 808

Ampliacion Antamina 124 974 138 1 085

Ampliacion Aceros Arequipa-Pisco 46 842 46 941

Ampliación Bay ov ar (Miski May o) 29 227 29 227

Cementos Pacasmay o-Fosfatos de Bay ov ar 40 261 40 261

Cementos Pacasmay o-Cementos Piura 16 179 16 179

Ampliacion UNACEM-Condorcocha 25 260 26 276

Las Bambas (MMG) 156 1 261 156 1 261

Coroccohuay co-Antapaccay (GLENCORE ) 47 371 47 371

Constancia (Hudbay ) 87 746 87 746

Galeno (Lumina) 119 942 119 942

Bongará-Cajamarquilla (Votorantim) 10 98 10 98

Mina Quechua 78 615 78 615

Mina Chapi (Milpo) 26 205 26 205

Pukaqaqa (Milpo) 40 315 40 315

La Granja (Río Tinto) 59 467 59 467

Sulliden (Shahuindo) 10 79 40 315

Haquira (Antares) 120 1 037 120 1 037

Mina Justa (Marcobre) 35 245 35 245

Corani (Bear Creek) 48 266 48 266

Inmaculada- Suy amarca (Hochschild) 20 140 20 142

La Arena (Río Alto) 21 164 25 200

El Porv enir (Milpo) 21 144 21 144

Nuev a Planta de Ox idos VOLCAN 17 118 17 118

Ampliacion SIDERPERU 3 139 3 158

Ollachea (Kuri Kullu) 14 95 2 17

Salmueras Sudamericanas 35 261 35 261

Accha -Azod- (Zincore Metals) 34 238 45 315

Total de Proyectos - zona NORTE 433 3 447 614 4 895

Total de Proyectos - zona CENTRO 459 4 016 476 4 245

Total de Proyectos - zona SUR 1 440 11 848 1 566 12 887

TOTAL PROYECTOS 2 332 19 311 2 655 22 028

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA



27/02/2015

Final


Tabla 3.4 Proyecciones por tipo de carga para cada uno de los escenarios de demanda.

Estos cinco escenarios de demanda abarcan un amplio rango de incertidumbre (con tasas de

crecimiento en energía entre 5.1% y 8.4%), con lo que se asegura un adecuado tratamiento

en la determinación de los índices a evaluar para el presente diagnóstico.

En la Figura 3.1 se muestra las cinco proyecciones en MW, donde se observa el rango que

cubren en los años 2022 y 2026.

Carga Vegetativa (GWh) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2015-2026

Muy Pesimista 32 385 33 861 35 321 36 769 38 143 39 568 41 010 42 514 44 032 45 580 47 187 48 856 3,8%

Pesimista 32 893 34 786 36 711 38 711 40 666 42 648 44 813 46 981 49 213 51 536 53 911 56 384 5,0%

Base 33 086 35 053 37 173 39 467 41 717 44 086 46 537 49 054 51 661 54 521 57 386 60 492 5,6%

Optimista 33 271 35 390 37 715 40 169 42 708 45 374 48 214 51 132 54 181 57 360 60 689 64 248 6,2%

Muy Optimista 33 661 36 098 38 792 41 796 44 992 48 415 52 094 55 890 60 007 64 307 68 973 74 023 7,4%

Carga Especiales + Incorporadas (GWh) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2015-2026

Muy Pesimista 11 032 11 532 12 000 11 972 12 676 12 767 12 722 12 759 12 824 12 917 13 067 13 211 1,7%

Pesimista 11 032 11 532 12 000 11 972 12 676 12 767 12 722 12 759 12 824 12 917 13 067 13 211 1,7%

Base 11 235 11 615 11 942 12 073 12 790 12 895 12 867 12 922 13 005 13 116 13 284 13 450 1,6%

Optimista 11 439 11 822 12 324 12 296 13 029 13 158 13 143 13 214 13 334 13 463 13 637 13 834 1,7%

Muy Optimista 11 439 11 822 12 324 12 296 13 029 13 158 13 143 13 214 13 334 13 463 13 637 13 834 1,7%

Grandes proyectos (GWh) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2015-2026

Muy Pesimista 952 2 454 4 968 7 517 9 485 10 818 12 429 13 359 13 559 14 047 14 276 14 287 27,9%

Pesimista 952 2 454 4 968 7 517 9 485 10 818 12 429 13 359 13 559 14 047 14 276 14 287 27,9%

Base 1 797 4 862 8 306 11 355 13 733 15 856 17 761 19 311 20 467 20 998 21 546 22 028 25,6%

Optimista 2 050 5 382 9 082 12 956 15 859 18 559 20 830 23 313 25 038 25 877 26 446 26 928 26,4%

Muy Optimista 2 050 5 382 9 082 12 956 15 859 18 559 20 830 23 313 25 038 25 877 26 446 26 928 26,4%

Otras demandas (GWh) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2015-2026

Muy Pesimista 626 676 740 797 855 897 940 975 1 001 1 032 1 060 1 087 5,1%

Pesimista 633 689 760 825 892 941 995 1 040 1 076 1 118 1 157 1 195 5,9%

Base 651 729 814 893 970 1 036 1 098 1 158 1 213 1 264 1 315 1 369 7,0%

Optimista 660 744 838 929 1 018 1 097 1 171 1 250 1 320 1 380 1 439 1 500 7,7%

Muy Optimista 666 755 854 953 1 051 1 141 1 227 1 318 1 404 1 480 1 558 1 640 8,5%

Total (GWh) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2015-2026

Muy Pesimista 44 994 48 523 53 028 57 056 61 159 64 049 67 101 69 608 71 417 73 576 75 591 77 440 5,1%

Pesimista 45 510 49 461 54 439 59 026 63 718 67 173 70 959 74 139 76 672 79 617 82 412 85 076 5,9%

Base 46 769 52 258 58 235 63 788 69 210 73 873 78 264 82 444 86 347 89 899 93 531 97 339 6,9%

Optimista 47 420 53 338 59 960 66 350 72 614 78 188 83 358 88 908 93 873 98 080 102 211 106 509 7,6%

Muy Optimista 47 816 54 057 61 053 68 001 74 931 81 272 87 294 93 735 99 782 105 127 110 614 116 425 8,4%

Total (MW) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2015-2026

Muy Pesimista 6 198 6 687 7 136 7 612 8 152 8 577 8 952 9 291 9 551 9 839 10 123 10 388 4,8%

Pesimista 6 274 6 823 7 340 7 898 8 524 9 030 9 511 9 949 10 313 10 716 11 111 11 494 5,7%

Base 6 567 7 197 7 815 8 486 9 200 9 809 10 374 10 905 11 432 11 921 12 429 12 964 6,4%

Optimista 6 665 7 374 8 067 8 833 9 655 10 386 11 054 11 785 12 452 13 032 13 615 14 224 7,1%

Muy Optimista 6 723 7 479 8 226 9 072 9 990 10 833 11 625 12 485 13 309 14 053 14 833 15 662 8,0%

Escenario

Escenario

Escenario

Escenario

Escenario

Escenario



27/02/2015

Final


Figura 3.1 Escenarios de las proyecciones de demanda en MW.

La Tabla 3.5 muestra el rango de tasa de crecimiento de los cinco escenarios de demanda

por zonas del SEIN, para representar la demanda global por zonas se utilizaron factores de

distribución históricos1.

Tabla 3.5 Escenarios de demanda por zonas del SEIN, año 2026.

A partir de los escenarios de demanda por zonas se definen los 4 nudos de demanda que

causan el máximo estrés en la transmisión del SEIN:

Nudo 1: Demanda muy optimista Sur + Norte y demanda base Centro.

Nudo 2: Demanda base.

1 Ver anexo C2

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

MW

Muy Pesimista Pesimista Base Optimista Muy Optimista

7.6%

6.8%

5.8%

8.4%

4.9%

Centro Norte Sur Total

Escenarios GWh % GWh % GWh % GWh %

MUY OPTIMISTA 67 729 7,3% 22 577 11,0% 26 120 11,2% 116 425 8,7%

OPTIMISTA 60 363 6,3% 20 970 10,4% 25 176 10,9% 106 509 7,9%

BASE 57 302 5,9% 17 346 8,7% 22 691 10,1% 97 339 7,2%

PESIMISTA 52 291 5,1% 15 210 7,5% 17 575 7,8% 85 076 6,0%

MUY PESIMISTA 46 619 4,1% 13 973 6,8% 16 848 7,4% 77 440 5,2%



27/02/2015

Final


Nudo 3: Demanda muy optimista Centro y demanda base Sur + Norte.

Nudo 4: Demanda muy pesimista.

Asimismo, estos nudos de demanda representan de la mejor manera la incertidumbre desde

el punto de vista de magnitud y ubicación del desarrollo del país, estos se muestran en la

Tabla 3.6 y Figura 3.2.

Tabla 3.6 Nudos de demanda en GWh, año 2026.

Figura 3.2 Tasas de crecimiento promedio anual de los nudos de demanda en energía, al año 2026.

Como se puede notar, se ha agrupado las zonas Norte y Sur y se ha considerado su

crecimiento diferenciado respecto a la zona Centro, en razón a que las dos primeras tienen

demandas sensiblemente menores a la zona Centro, y por lo tanto son menos maduras. Esto

lleva a que las tasas de crecimientos potenciales de las zonas Norte y Sur sean mayores que

la zona Centro. A este efecto también abona el hecho de que la mayor parte de los grandes

proyectos de demanda se encuentran en las zonas Norte y Sur. Asimismo, este

agrupamiento de las zonas Norte y Sur es válido debido a que las magnitudes de las

demandas de estas zonas son similares.

Nudo 1 Nudo 2 Nudo 3 Nudo 4

Zonas GWh % GWh % GWh % GWh %

Norte 22 264 10,4% 17 033 7,8% 17 033 7,8% 13 660 6,3%

Sur 25 663 11,1% 22 234 9,8% 22 234 9,8% 16 706 7,3%

Norte+Sur 47 927 10,8% 39 267 8,9% 39 267 8,9% 30 366 6,8%

Centro 57 071 5,5% 57 071 5,5% 67 497 6,9% 46 388 3,9%

SEIN 104 997 7,5% 96 337 6,7% 106 764 7,6% 76 754 5,0%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

3% 4% 5% 6% 7% 8%

No

rte

+Su

r

Centro

2026

Nudo 4

Nudo 2

Nudo 1

Nudo 3



27/02/2015

Final


Además, para efecto de planificar las redes de transmisión entre las áreas del SEIN, importan

la evolución diferenciada de la demanda entre el Centro y el Norte, y entre el Centro y el Sur,

más no es de utilidad considerar la evolución diferenciada entre en Norte y el Sur, puesto que

no existe conexión eléctrica directa entre estas dos áreas.

Los Nudos 1, 3 y 4 son futuros de demanda extremos que podrían no materializarse de

manera precisa en el tiempo, no obstante ellos definen un área de interés de futuros de

demanda, la región central dentro del triángulo, que servirá de insumo para el modelamiento

de la incertidumbre de demanda, abarcando de esta manera todos los posibles escenarios

tanto en magnitud como en distribución por zonas. Para el diagnóstico se considera los

Nudos como valores extremos de materializaciones de demanda.

De manera similar a lo realizado para el año 2026, se definen los futuros de demanda para el

año de corte 2022. Los resultados para este año se muestran en la Tabla 3.7 y Figura 3.3.

Tabla 3.7 Nudos de demanda en GWh, año 2022.

Figura 3.3 Tasas de crecimiento promedio anual de los nudos de demanda en energía, al año 2022.


Zonas GWh % GWh % GWh % GWh %

Norte 16 565 12,6% 13 748 10,0% 13 748 10,0% 11 936 8,2%

Sur 23 729 15,9% 20 515 14,1% 20 515 14,1% 16 044 10,7%

Norte+Sur 40 294 14,4% 34 263 12,3% 34 263 12,3% 27 981 9,5%

Centro 48 182 6,6% 48 182 6,6% 53 441 7,9% 41 627 4,8%

SEIN 88 475 9,6% 82 444 8,7% 87 704 9,4% 69 608 6,5%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%

14%

15%

3% 4% 5% 6% 7% 8% 9%

No

rte

+Su

r

Centro

2022

Nudo 4

Nudo 2

Nudo 1

Nudo 3



27/02/2015

Final


Desde el punto de vista del Plan de Transmisión es relevante observar que la demanda de

proyectos afecta significativamente el sistema de transmisión, ya que los mismos pueden dar

origen a refuerzos importantes en el sistema de transmisión. En el presente estudio se han

considerado combinaciones de desarrollos de proyectos por zonas del SEIN, asociados a

cada futuro de demanda, abarcando de esta manera Futuros desde el escenario muy

pesimista hasta el escenario muy optimista, incluyendo combinaciones por áreas del SEIN.

Existe una cantidad importante de proyectos en los Nudos 1 y 3 (demandas optimistas),

diferenciados en magnitud y ubicación como se observa en la Tabla 3.8. Inclusive se observa

que en el nodo 1 (Norte-Sur) el desarrollo es mayor que en el nodo 3 (centro), dando una

idea que para estos futuros será necesario reforzar el sistema de transmisión entre estas

zonas del SEIN.



27/02/2015

Final


Tabla 3.8 Desarrollo de proyectos por nudo de demanda.


Zona GWh GWh GWh GWh

CENTRO 4835 4835 5135 3642

Ampliacion Antamina 1048 1048 1085 941

Ampliacion de Aceros Arequipa (Pisco) 941 941 941 808

Ampliacion Shougang Hierro Perú 808 808 808 778

Pampa de Pongo (JMP) 778 778 778 341

Pukaqaqa (Milpo) 315 315 491 245

Ampliacion UNACEM-Condorcocha 268 268 315 242

Mina Justa 245 245 286 170

Ampliacion Quimpac (Oquendo) 170 170 170 118

El Porvenir 144 144 144 0

NUEVA PLANTA DE OXIDOS VOLCAN 118 118 118 0

NORTE 6875 3913 3913 2983

La Granja (Río Tinto) 1231 942 942 881

Galeno (Lumina) 1130 631 631 754

Cañariaco 1069 467 467 591

Ampliación modernización Refinería Talara 670 438 438 261

Río Blanco 660 261 261 179

Michiquillay 438 261 261 148

Sulliden (Shahuindo) 316 227 227 89

Ampliación Cemento Pacasmayo 261 183 183 79

Salmueras Sudamericanas 261 179 179 0

Ampliación Bayovar-Miski Mayo 227 148 148 0

La Arena 183 98 98 0

Cementos Piura 179 79 79 0

Ampliacion SIDER PERU 148 0 0 0

Ampliación Cajamarquilla-Bongará 102 0 0 0

SUR 13866 12250 12250 7422

Ampliacion Cerro Verde-500kV 3499 3332 3332 3166

Las Bambas (XSTRATA) 1261 1261 1261 1261

Haquira (Antares) 1037 1037 1037 1037

Quellaveco 1037 836 836 700

Amp.Concentradora Toquepala (SPCC) 836 832 832 615

Los Chancas (SPCC) 832 788 788 339

Constancia (Hudbay) 790 774 774 140

Los Calatos (Hampton) 788 746 746 83

Tia Maria (SPCC) 774 615 615 65

Quechua 615 566 566 17

Amp.Concentradora Cuajone (SPCC) 566 372 372 0

Coroccohuayco (XSTRATA) 380 315 315 0

Chucapaca 360 266 266 0

Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) 315 205 205 0

Corani 266 140 140 0

Mina Chapi 205 83 83 0

Inmaculada_Cotaruse 140 65 65 0

Expansión de Fundición (SPCC) 83 17 17 0

Expansión de Refinería (SPCC) 65 0 0 0

Ollachea (Kuri Kullu) 17 0 0 0

Grand Total 25577 20998 21298 14047



27/02/2015

Final


3.1.1.3 Demanda en barras

Para las simulaciones de despacho económico o simulaciones eléctricas, se necesita

determinar la demanda por barras del SEIN. Para este fin, se reparte la demanda total por

barras, tal como se detalla en el anexo C2. En el modelo energético, se considera que la

demanda de cada barra es determinada por la siguiente ecuación:

Demanda Barra = Demanda Vegetativa + Demanda Grandes Cargas + Proyectos.

Para el caso de las simulaciones eléctricas con el modelo DIgSILENT, el reparto por barras

de la demanda global se detalla en el Anexo C5.

3.1.2 Futuros de oferta

3.1.2.1 Formulación de la lista de proyectos con mayor posibilidad de ser

implementados en el periodo de estudios

Para la formulación de la lista de Proyectos Hidroeléctricos con mayor posibilidad de ser

implementados en el largo plazo, para el periodo 2019 - 2026, se desarrolló una metodología

que considera como prioritarios los proyectos Hidroeléctricos que tienen o tuvieron

concesiones definitivas, o temporales, también proyectos con algún nivel de estudios

vigentes de los cuales se tiene conocimiento de acuerdo a información del sector. Asimismo

para estimar el año de ingreso en operación se consideró la ficha presentada por la empresa

concesionaria, los plazos de construcción, y las dificultades en la desarrollo del proyecto tales

como la construcción del túnel de aducción, casa de máquinas, etc.

Para ordenar los proyectos por orden de certidumbre de implementación (lista priorizada) se

evaluaron cuatro aspectos: el tipo de concesión que tiene el proyecto o el que está en

trámite, la capacidad financiera del concesionario, el nivel de avance de los estudios del

proyecto y la situación socioambiental del proyecto. Estos aspectos se miden de acuerdo a

un puntaje definido según los siguientes criterios:

Tabla 3.9 Puntaje según la capacidad financiera.

Capacidad Financiera concesionario

# Descripción Puntaje

A: Inversionista 4

B: Empresa de Generación Estatal 2

C: Promotor 0



27/02/2015

Final


Tabla 3.10 Puntaje según el nivel de estudio del propietario.

Tabla 3.11 Puntaje según la situación socioambiental.

Posteriormente a evaluar cada proyecto según los criterios mencionados, estos se ordenan

según el año estimado de ingreso y el puntaje obtenido en la evaluación, obteniéndose luego

la siguiente Tabla 3.12 donde se muestran todos los proyectos evaluados en orden de

certidumbre de implementación.

Nivel de estudio Propietario


A: Completo factibilidad 4

B: En proceso 2

C: Ninguno 0

Posición Socioambiental


A: Sin Oposición 4

B: Oposición Mediana 2

C: Mayor Oposición 0



27/02/2015

Final


Tabla 3.12 Lista priorizada de proyectos de generación hidroeléctricos.

Esta Tabla 3.12 se usa para ordenar los proyectos de centrales hidroeléctricas de largo plazo

al momento de definir los futuros de generación. Los proyectos de gran magnitud tales como

las grandes centrales del Norte y las centrales del Oriente, se analizan de manera separada

como incertidumbres adicionales.

3.1.2.2 Incertidumbre de la oferta

De igual forma que la demanda, la oferta presenta incertidumbres en cuanto a magnitud y

ubicación, las cuales afectan directamente el desarrollo de la transmisión. La incertidumbre

en la oferta, tiene que ver con definir los proyectos de generación que se deben considerar

para cubrir los futuros de demanda. Para este fin, se evalúa la cartera de proyectos

Central Potencia Año ConcesiónCapacidad Financiera

concesionario

Nivel de estudio

propietario

Posicion

SociambientalCategorización Area

CH Olmos 1 50,0 2019 D A A A 16 NORTE

CH Belo Horizonte 180,0 2019 D A A A 16 CENTRO

CH Moyopampa (Ampliación) 60,0 2020 D A A A 16 CENTRO

CH Rapay 2 80,0 2020 T(1) A A A 14 CENTRO

CH Curibamba 191,4 2021 D A A A 16 CENTRO

CH Soro (CH Molloco) 164,7 2021 D B A A 14 SUR

CH Llatica (CH Molloco) 115,3 2021 D B A A 14 SUR

CH Chilia 180,0 2021 T A A B 12 NORTE

CH Milloc 19,4 2021 T A C A 8 CENTRO

CH El Caño 120,0 2022 T(1) A B A 14 CENTRO

CH Uchuhuerta 37,5 2022 T(1) A B A 14 CENTRO

CH Veracruz 633,0 2022 D A B B 12 GNORTE

CH San Gabán III 0,0 2022 T(1) C A A 10 SUR

CH Utcubamba I 124,0 2022 T(1) C B B 6 NORTE

CH Oco 2010 170,4 2023 T(1) A B C 8 SUR

CH San Miguel (Mara 320) (Ex Mara 1) 362,0 2023 T A C C 6 NORTE

CH Chadin II 600,0 2024 D A A B 14 GNORTE

CH Lluta I 214,4 2024 T(1) B B A 10 SUR

CH Lluta 60,7 2024 T(1) B B A 10 SUR

CH Lluclla 236,7 2024 T(1) B B A 10 SUR

CH Churo 36,0 2024 T(1) B B B 8 CENTRO

CH Santa Teresa II 268,0 2024 S A C B 8 SUR

CH San Gaban I 147,6 2024 D(1) C B A 8 SUR

CH Campuy (Mara 300) (Ex Mara 2) 373,0 2024 T A C C 6 NORTE

CH San Gaban IV - Corani 82,0 2024 T(1) C B B 6 SUR

CH San Gaban IV - Ollachea 235,4 2024 T(1) C B B 6 SUR

CH Cheves III 121,0 2026 T(1) A A A 14 CENTRO

CH Tarucani 48,5 2026 D C C A 8 SUR

CH Retamal 188,6 2026 T(1) C B A 8 SUR

CH Santa Rita 255,0 2026 D(1) C B A 8 NORTE

CH Inambari 2200,0 2026 T(1) A B C 8 ORIENTE

CH Paquitzapango 2000,0 2026 T(1) A B C 8 ORIENTE

CH Tambo 40 1286,0 2026 T(1) A B C 8 ORIENTE

CH Pucapata (Mara 230) (Ex Mara 3) 225,0 2026 T A C C 6 NORTE

CH Santa María (Ex Oreja de Perro) 746,0 2026 T(1) C C A 6 CENTRO

CH Tambo 60 580,0 2026 S A B C 6 ORIENTE

CH Mainique 1 607,0 2026 S A B C 6 ORIENTE

CH Amazonas 122,0 2026 S C B B 6 NORTE

CH Rio Grande 350,0 2026 S A C B 6 NORTE

CH Mazán 150,0 2026 T(1) C C B 4 NORTE

CH Mara 290 (Ex Mara 4) 370,0 2028 T A B B 10 NORTE

(1) Tuvo concesión Temporal o Def init iva.



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Final


conocidos, clasificándolos por nivel de certeza de ejecución, en 7 grupos importantes,

ordenados de mayor a menor certeza, los cuales se presentan a continuación:

(*) Grandes proyectos que por su magnitud requieren condiciones especiales para su desarrollo. Se analizaron escenarios con y sin el

desarrollo de estas centrales.

(**) Estimación de proyectos adicionales de Energía Renovable no convencional (eólica y solar) para cubrir el 5% de la demanda (En

aplicación del artículo 2° del Decreto de Ley 1002). El valor corresponde a una potencia media, considerando un factor de carga de 0.3.

Tabla 3.13 Resumen de la oferta por grupos de certidumbre.

Los 7 grupos de proyectos de centrales de generación considerados son los siguientes:

Grupo 1: Proyectos comprometidos hasta el 2018, que son parte del programa de

Obras de Generación. La lista detallada de proyectos se muestra en la Tabla 3.14.

Grupo 2: Proyectos de centrales hidroeléctricas de largo plazo. Este grupo de

proyectos se construyó en base a la lista priorizada de proyectos de generación

hidroeléctricos (Tabla 3.12), excluyendo los grandes proyectos, los cuales serán

estudiados de forma particular. La lista de proyectos detallada se muestra en la Tabla

3.15.

Grupo3: Proyectos de centrales hidroeléctricas del norte. En este grupo se encuentran

los proyectos de la cuenca del Marañón, los cuales se muestran en la Tabla 3.16.

Grupo 4: Proyectos de centrales hidroeléctricas del oriente. En este grupo se

encuentran los proyectos asociados a un posible convenio con Brasil. Debido a la

gran magnitud de estas centrales, su implementación se debe más a una decisión

política, por lo cual los efectos de estas centrales se analizan de forma separada.

Estas se muestran en la Tabla 3.17.

Grupo 5: Proyectos de centrales térmicas. Este grupo está conformado por proyectos

de centrales térmicas de los cuales se tiene conocimiento que tienen posibilidades de

ser construidas, futuras centrales de ciclo combinado en el Sur debido a la

implementación de un gaseoducto al Sur, y centrales de ciclo combinado en el norte

CLASIFICACIÓN DE OFERTA MW

PROYECTOS COMPROMETIDOS HASTA EL 2017 4 681 MW

PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS LARGO PLAZO 5 901 MW

PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL NORTE (*) 1 330 MW

PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL ORIENTE (*) 6 673 MW

PROYECTOS DE CENTRALES TÉRMICAS 4 941 MW

PROYECTOS CON ENERGÍA RENOVABLE (EN APLICACIÓN DEL ART.2 DEL DL 1002) (**) 238 MW

PROYECTOS DE CENTRALES TÉRMICAS PARA RESERVA FRÍA 2 000 MW



27/02/2015

Final


debido a un posible gasoducto al norte a futuro. Estas centrales se muestran en la

Tabla 3.18.

Grupo 6: Proyectos con energía renovable (En aplicación del art.2 del DL 1002). Este

grupo está conformado por proyectos estimados en ubicación y magnitud en base a

concesiones temporales de energías renovables con el objetivo de cumplir con el art.

2 del decreto ley 1002, el cual indica que el 5% de la demanda en energía del SEIN

debe ser cubierto por energía renovable, estos proyectos de muestran en la Tabla

3.19.

Grupo 7: Proyectos de centrales térmicas para reserva fría. Está conformado por

centrales de ciclo abierto que operan con diesel, ubicados en el Centro, Norte y Sur

para cubrir la reserva fría de Largo Plazo, se muestra en la Tabla 3.20.



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Final


Tabla 3.14 Grupo 1: Proyectos hasta el 2020 del programa de obras de generación.

N° FECHA PROYECTO DE GENERACIÓN 2015-2020 TIPOPOTENCIA

(MW)

1 2015 CH Santa Teresa HIDRO 98

2 2015 CB La Gringa V RER - BIOMASA 2

3 2015 CH Runatullo III HIDRO 20

4 2015 CH Canchayllo HIDRO 5

5 2015 CT Fenix - TG11 GAS NATURAL 268

6 2015 CS Moquegua FV RER - SOLAR 16

7 2015 CH Quitaracsa HIDRO 112

8 2016 CH Cheves I HIDRO 168

9 2015 CH Runatullo II HIDRO 19

10 2015 CT Eten - Reserva Fría DIESEL/GAS 219

11 2015 CH Tingo RER - HIDRO 9

12 2015 CT Puerto Maldonado - Reserva Fría DIESEL/GAS 18

13 2015 CH Machupicchu II RER - HIDRO 100

14 2015 CT Pucallpa - Reserva Fría DIESEL/GAS 40

15 2016 CE Parque Tres Hermanas RER - EÓLICA 97

16 2016 CH 8 de Agosto RER - HIDRO 19

17 2016 CH El Carmen RER - HIDRO 8

18 2016 CH Chancay RER - HIDRO 19

19 2016 CH Cerro del Águila - G1 HIDRO 170


21 2016 CT Puerto Bravo - Nodo Energético del Sur DIESEL/GAS 500


23 2016 CH Manta RER - HIDRO 20

24 2016 CH RenovAndes H1 RER - HIDRO 20

25 2016 CH Chaglla HIDRO 456

26 2016 CH Huatziroki I RER - HIDRO 11

27 2017 CH Marañón HIDRO 88

28 2017 CH Zaña 1 RER - HIDRO 13

29 2017 CH Colca RER - HIDRO 12

30 2017 CH Yarucaya RER - HIDRO 17

31 2017 CH Santa Lorenza I RER - EÓLICA 19

32 2017 CH Potrero RER - HIDRO 20

33 2017 CH Hydrika 1-5 HIDRO 39

34 2017 CH Karpa RER - HIDRO 19

35 2017 CH Laguna Azul RER - HIDRO 20

36 2017 CH Cola 1 RER - HIDRO 10

37 2017 CT Ilo - Nodo Energético del Sur DIESEL/GAS 500

38 2017 CH La Virgen HIDRO 64

39 2017 CT Chilca 1 - Ampliación GAS NATURAL 120

40 2018 CT Santo Domingo de los Olleros - TV GAS NATURAL 86

41 2018 CH Pucará HIDRO 150

42 2018 CH Angel III HIDRO 20

43 2018 CH Angel I RER - HIDRO 20

44 2018 CH Angel II RER - HIDRO 20

45 2018 CT Recka RER - EÓLICA 181

46 2018 CH Carhuac HIDRO 16

47 2019 CH Rucuy HIDRO 20

48 2019 CH Pelagatos HIDRO 20

49 2019 CE Parque Malabrigo RER - EÓLICA 43

50 2019 CH Las Orquideas HIDRO 16

51 2019 CE Parque Nazca RER - EÓLICA 160

52 2019 CE Parque Pampa Salinas RER - EÓLICA 36

53 2019 CH Vilcanota 2 HIDRO 20

54 2019 CE Yacila RER - EÓLICA 48

55 2019 CH Roca Grande HIDRO 20

56 2020 CH Chancay 2 HIDRO 40

57 2020 CT Iquitos - Reserva Fría GAS NATURAL 70

4 681TOTAL ACUMULADO 2015 - 2020



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Final


Tabla 3.15 Grupo 2: Proyectos de centrales hidroeléctricas en el largo plazo.

Tabla 3.16 Grupo3: Proyectos de centrales hidroeléctricas del norte.

Tabla 3.17 Grupo 4: Proyectos de centrales hidroeléctricas del oriente.

N° PROYECTO TIPOPOTENCIA

(MW)

1 CH Olmos 1 HIDRO 50

2 CH Belo Horizonte HIDRO 180

3 CH Moyopampa (Ampliación) HIDRO 60

4 CH Tulumayo IV HIDRO 40

5 CH Tulumayo V HIDRO 65

6 CH Rapay 2 HIDRO 80

7 CH Curibamba HIDRO 191

8 CH Soro (CH Molloco) HIDRO 165

9 CH Llatica (CH Molloco) HIDRO 115

10 CH Chilia HIDRO 180

11 CH Milloc HIDRO 19

12 CH El Caño HIDRO 120

13 CH Uchuhuerta HIDRO 38

14 CH San Gaban III HIDRO 187

15 CH Utcubamba I HIDRO 124

16 CH Oco 2010 HIDRO 170

17 CH San Miguel (Mara 320) (Ex Mara 1) HIDRO 362

18 CH Lluta I HIDRO 214

19 CH Lluta HIDRO 61

20 CH Lluclla HIDRO 237

21 CH Churo HIDRO 36

22 CH Santa Teresa II HIDRO 268

23 CH San Gaban I HIDRO 148

24 CH Campuy (Mara 300) (Ex Mara 2) HIDRO 373

25 CH San Gaban IV - Corani HIDRO 82

26 CH San Gaban IV - Ollachea HIDRO 235

27 CH Cheves III HIDRO 121

28 CH Tarucani HIDRO 49

29 CH Retamal HIDRO 189

30 CH Santa Rita HIDRO 255

31 CH Pucapata (Mara 230) (Ex Mara 3) HIDRO 225

32 CH Santa María (Ex Oreja de Perro) HIDRO 746

33 CH Amazonas HIDRO 122

34 CH Rio Grande HIDRO 350

35 CH Mazán HIDRO 150


(MW)

1 C.H. Cumba 4 / Veracruz HIDRO 730

2 C.H. Chadin 2 / CH del Norte HIDRO 600


(MW)

1 C.H. Inambari HIDRO 2 200

2 C.H. Paquitzapango HIDRO 2 000

3 C.H. Tambo 40 HIDRO 1 286

4 C.H. Tambo 60 HIDRO 580

5 C.H. Mainique 1 HIDRO 607



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Final


Tabla 3.18 Grupo 5: Proyectos de centrales térmicas.

(*) Potencias promedio con un factor de planta de 0.3.

Tabla 3.19 Grupo 6: Proyectos con energía renovable (En aplicación del art.2 del DL 1002).

Tabla 3.20 Grupo 7: Proyectos de Centrales Térmicas para Reserva Fría.

3.1.2.3 Definición de nudos de oferta de generación

Tal como se detalló anteriormente, el diagnóstico de la transmisión mediante la metodología

adoptada no debe asociarse a ninguna proyección determinística de oferta/demanda, sino

más bien evaluarse en un amplio rango de posibilidades. En ese sentido el sistema de

transmisión en lo posible debe proveer soporte adecuado a diferentes desarrollos de oferta.

Por lo anterior, la definición de nudos de oferta de generación debe considerar un número

amplio de variaciones y condicionantes de oferta en generación.

Adicionalmente se observa que las incertidumbres de Demanda y Generación tienen

dependencia, por lo tanto se debe analizar la factibilidad de sus combinaciones. De otro lado,

el desarrollo de ambas variables en un mercado en competencia, está condicionado a las


(MW)

1 CT Santa Rosa - TV TERMO 129

2 CT Malacas - TG6 TERMO 43

3 CT Puerto Bravo - Ciclo Combinado TERMO 250

4 CT Ilo - Ciclo Combinado TERMO 250

5 CT CC SUR a Gas (2 TG + 1 TV) (*1) TERMO 520


7 CT CC NORTE (2 TG + 1 TV) (*1) TERMO 750

8 CT CC PIURA (2 TG + 1 TV) (*3) TERMO 520


10 CT Nueva Esperanza TERMO 135

11 CT El Faro - TG TERMO 169

12 CT El Faro - TV TERMO 95




(MW)

1 C.E. RER-ICA (*) EÓLICA 71

2 C.E. RER-LALIBERTAD (*) EÓLICA 55

3 C.E. RER-MOQUEGUA (*) EÓLICA 52

4 C.E. RER-LAMBAYEQUE (*) EÓLICA 60


(MW)

1 C.T. SUR TERMO 3x200

2 C.T CENTRO TERMO 4x200

3 C.T NORTE TERMO 3x200



27/02/2015

Final


decisiones privadas de los agentes del mercado. No obstante aun así la oferta estará ligada

al desarrollo de proyectos de demanda, en algunos casos respaldados mediante contratos de

largo plazo, en otros de manera libre mediante competencia en el mercado.

En ese sentido y siendo que los tiempos disponibles para la implementación resultan cortos

para algunos proyectos de generación, se ha supuesto que para el año 2022 no se llega a

desarrollar los grandes proyectos hidroeléctricos del Norte, ni tampoco los grandes proyectos

hidroeléctricos en la zona Oriente, dejándolos como condicionales para el año 2026, para

futuros de demanda media, y optimista. Por lo tanto los escenarios a considerar para el año

2026 son: No se consideran las grandes CCHH (escenarios “S”), se considera las CCHH de

Oriente (escenarios “O”) y se consideran las CCHH del Norte (escenarios “N”).

Adicionalmente se considera variaciones en la conformación de la oferta tales como: futuros

de tipo “A” con mayor componente térmica (60% térmico y 40 % renovable) y futuros de tipo

“B” con mayor componente renovable (40% térmico y 60% renovable). Asimismo, se

consideran porcentajes de reserva de 20% y 30% para los futuros A y B respectivamente.

Para el presente informe y con fines de observar el desempeño de la transmisión ante

desarrollos diferenciados de oferta por zonas, se añadió una nueva incertidumbre, que

considera la priorización de centrales por zonas de acuerdo a lo siguiente: Casos base

(escenarios “0”), caso priorizando el desarrollo de proyectos en la zona Centro (escenarios

“1”) y caso priorizando el desarrollo de proyectos de las zonas Norte y Sur (escenarios “2”).

Estos desarrollos condicionales se combinan con los futuros de oferta antes mencionados.

Considerando todos estos criterios se obtienen los futuros de generación-demanda para los

años 2022 y 2026 los cuales se muestran en la y respectivamente.

En total se obtuvieron:

19 futuros de demanda/oferta para el año 2022 y

27 futuros de demanda/oferta para el año 2026.



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Final


Tabla 3.21 Nudos generación-demanda, año 2022.

Tabla 3.22 Nudos generación-demanda, año 2026.

Sin Desarrollo CC.HH. Oriente CC.HH. Norte

Según evaluación SICentro SI

Norte y Sur SISegún evaluación SI

Centro SINorte y Sur SI







Pesimista - Según evaluación SI (*)

(*) Escenario similar para los casos renovable y térmico por el nivel de demanda.

Año

2022

Demanda

Oferta

TipoPrioridad de

Proyectos de Desarrollo de Grandes Centrales

Optimista N-S

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Optimista Centro-

Costa

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable


Según evaluación SISegún evaluación SI


Según evaluación SISegún evaluación SISegún evaluación SI



Norte y Sur SISegún evaluación SISegún evaluación SISegún evaluación SI






Pesimista - Según evaluación SI (*)

(*) Escenario similar para los casos renovable y térmico por el nivel de demanda.

Año

2026

Demanda

Oferta

TipoPrioridad de


Optimista N-S

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Optimista Centro-

Costa

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable



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Final


Finalmente, dentro del modelamiento de la reserva del sistema, se ha considerado que el

50% (del 20 o 30% del total) es reserva fría conformada por centrales a gas duales de ciclo

abierto (es decir el 10% y 15% del total para futuros de los tipos A y B respectivamente).

Para obtener la tabla final de centrales a modelar en los correspondientes Nudos de oferta,

se procedió de la siguiente manera:

i. Se incluye las centrales existentes y los proyectos comprometidos.

ii. Si resulta necesario para cumplir con las metas en cuanto a conformación de la oferta,

márgenes de reserva y desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, se añaden

centrales hidroeléctricas y térmicas en el orden de los grupos mencionados en el

acápite incertidumbres de oferta (Grupo 2 al 7).

iii. Finalmente del grupo de centrales de reserva se asigna el 50% para reserva fría es

decir el 10% o 15% del parque generador para los futuros de los tipos A y B

respectivamente.

iv. Se repite los tres pasos anteriores, con la diferencia que en el segundo paso al

momento de añadir centrales se priorizan los proyectos de la Zona Centro. Luego se

vuelve a repetir los tres pasos anteriores esta vez priorizando los proyectos de la zona

Norte y Sur.

Aplicando el proceso de elaboración de futuros de oferta para cada nudo anteriormente

descrito, se obtienen los nudos de generación-demanda factibles, los cuales están mostrados

en la Tabla 3.23, Tabla 3.24 y Tabla 3.25.

Los futuros analizados para diagnosticar problemas en la transmisión usando la lista de

proyectos de generación según evaluación se muestran en la siguiente Tabla 3.23.

Demanda (MW) Oferta (MW) Inyeccion (Hidro) % %

Año Codigo Norte Centro Sur SEIN Hidro Termica Total Norte Centro Sur Oriente Norte Reserva C.Termicas2022 1AS 3 343 6 393 2 004 11 740 6 209 7 814 14 023 2 087 8 515 3 421 0 0 19% 56%

2022 1BS 3 343 6 393 2 004 11 740 7 888 7 141 15 030 2 398 9 074 3 558 0 0 28% 48%

2022 2AS 2 722 6 393 1 824 10 940 6 209 7 141 13 350 2 044 8 386 2 921 0 0 22% 53%

2022 2BS 2 722 6 393 1 824 10 940 6 935 7 141 14 076 2 094 8 897 3 086 0 0 29% 51%

2022 3AS 2 722 7 091 1 824 11 638 6 209 7 814 14 023 2 087 8 515 3 421 0 0 20% 56%

2022 3BS 2 722 7 091 1 824 11 638 7 888 7 141 15 030 2 398 9 074 3 558 0 0 29% 48%

2022 4AS 2 129 5 524 1 584 9 236 6 190 7 141 13 332 2 044 8 315 2 973 0 0 44% 54%

2026 1AS 3 859 7 604 2 603 14 065 7 102 10 124 17 226 3 462 9 086 4 678 0 0 22% 59%

2026 1BS 3 859 7 604 2 603 14 065 10 909 7 564 18 473 3 711 9 420 5 342 0 0 31% 41%

2026 1AN 3 859 7 604 2 603 14 065 7 009 10 124 17 133 3 412 8 574 4 513 0 633 22% 59%

2026 1BN 3 859 7 604 2 603 14 065 10 614 7 814 18 428 2 858 9 299 5 038 0 1 233 31% 42%

2026 1BO 3 859 7 604 2 603 14 065 10 450 7 814 18 263 2 372 9 105 3 753 3 033 0 30% 43%

2026 2AS 3 011 7 604 2 302 12 916 6 324 9 604 15 927 2 892 8 574 4 461 0 0 23% 60%

2026 2BS 3 011 7 604 2 302 12 916 9 329 7 564 16 892 2 858 9 299 4 736 0 0 31% 45%

2026 2BN 3 011 7 604 2 302 12 916 9 598 7 314 16 912 2 858 9 263 3 558 0 1 233 31% 43%

2026 2BO 3 011 7 604 2 302 12 916 8 933 7 814 16 747 2 496 9 263 3 888 1 100 0 30% 47%

2026 3AS 3 011 8 987 2 302 14 300 6 746 10 644 17 390 3 462 8 894 5 033 0 0 22% 61%

2026 3BS 3 011 8 987 2 302 14 300 10 909 7 814 18 723 3 711 9 420 5 592 0 0 31% 42%

2026 3AN 3 011 8 987 2 302 14 300 7 009 10 124 17 133 3 412 8 574 4 513 0 633 20% 59%

2026 3BN 3 011 8 987 2 302 14 300 10 987 7 814 18 801 3 231 9 299 5 038 0 1 233 31% 42%

2026 3BO 3 011 8 987 2 302 14 300 10 734 7 814 18 547 2 372 9 086 3 753 3 337 0 30% 42%

2026 4AS 2 236 6 186 1 854 10 276 6 253 7 141 13 394 2 099 8 375 2 921 0 0 30% 53%



27/02/2015

Final


Tabla 3.23 Demanda y oferta en GWh para cada nudo de generación demanda, priorizando proyectos

de generación según evaluaciónaños 2022 y 2026.

Los futuros analizados para diagnosticar problemas en la transmisión priorizando proyectos

de generación en el área Centro se muestran en la siguiente Tabla 3.24.


de generación del área Centro, años 2022 y 2026.

Los futuros analizados para diagnosticar problemas en la transmisión priorizando proyectos

de generación del área Norte y Sur se muestran en la siguiente Tabla 3.25.


de generación del área Norte y Sur, años 2022 y 2026.

3.1.3 Futuros de hidrología

Para el presente estudio se consideran tres hidrologías: hidrología seca, hidrología media e

hidrología húmeda. Se consideran los mismos años hidrológicos considerados en la

Actualización del Plan de Transmisión 2015-2024. Los futuros de hidrología son:

Hidrología seca: serie de 4 años a partir de 1994.

Hidrología media: serie de 4 años a partir de 1975.

Hidrología húmeda: serie de 4 años a partir de 1971.



2022 1BS 3 343 6 393 2 004 11 740 8 130 7 141 15 271 2 094 9 977 3 201 0 0 30% 47%

2022 2AS 2 722 6 393 1 824 10 940 6 209 7 141 13 350 2 044 8 386 2 921 0 0 22% 53%

2022 2BS 2 722 6 393 1 824 10 940 6 933 7 141 14 074 2 044 9 110 2 921 0 0 29% 51%

2022 3AS 2 722 7 091 1 824 11 638 6 209 7 827 14 036 2 087 8 778 3 171 0 0 21% 56%

2022 3BS 2 722 7 091 1 824 11 638 8 015 7 141 15 156 2 094 9 977 3 086 0 0 30% 47%

2026 1AS 3 859 7 604 2 603 14 065 7 221 9 867 17 088 2 892 9 683 4 513 0 0 21% 58%

2026 1BS 3 859 7 604 2 603 14 065 10 938 7 577 18 516 3 231 10 429 4 855 0 0 32% 41%

2026 2AS 3 011 7 604 2 302 12 916 6 614 9 117 15 731 2 192 9 078 4 461 0 0 22% 58%

2026 2BS 3 011 7 604 2 302 12 916 9 780 7 141 16 921 2 815 10 037 4 070 0 0 31% 42%

2026 3AS 3 011 8 987 2 302 14 300 7 027 10 387 17 414 3 412 9 489 4 513 0 0 22% 60%

2026 3BS 3 011 8 987 2 302 14 300 11 430 7 439 18 870 3 443 10 335 5 092 0 0 32% 39%



2022 1BS 3 343 6 393 2 004 11 740 8 074 7 141 15 215 2 760 8 386 4 070 0 0 30% 47%

2022 2AS 2 722 6 393 1 824 10 940 6 209 7 141 13 350 2 044 8 386 2 921 0 0 22% 53%

2022 2BS 2 722 6 393 1 824 10 940 7 030 7 141 14 171 2 398 8 386 3 388 0 0 30% 50%

2022 3AS 2 722 7 091 1 824 11 638 6 209 7 835 14 043 2 087 8 586 3 371 0 0 21% 56%

2022 3BS 2 722 7 091 1 824 11 638 8 074 7 141 15 215 2 760 8 386 4 070 0 0 31% 47%

2026 1AS 3 859 7 604 2 603 14 065 7 073 9 995 17 067 3 642 8 445 4 980 0 0 21% 59%

2026 1BS 3 859 7 604 2 603 14 065 10 788 7 685 18 473 3 711 9 170 5 592 0 0 31% 42%

2026 2AS 3 011 7 604 2 302 12 916 6 374 9 475 15 848 2 942 8 445 4 461 0 0 23% 60%

2026 2BS 3 011 7 604 2 302 12 916 9 787 7 141 16 928 3 443 8 445 5 040 0 0 31% 42%

2026 3AS 3 011 8 987 2 302 14 300 6 886 10 515 17 400 3 642 8 445 5 313 0 0 22% 60%

2026 3BS 3 011 8 987 2 302 14 300 11 655 7 185 18 840 3 711 10 037 5 092 0 0 32% 38%



27/02/2015

Final


3.1.4 Sistema de transmisión

Para este estudio de Diagnóstico se considera un solo futuro de transmisión, el cual está

compuesto por el sistema de transmisión actual al 2015, al cual se añaden los proyectos de

transmisión futuros previstos en: Plan Transitorio de Transmisión, los Planes de Transmisión,

Plan de Inversiones de Transmisión y proyectos que forman o formarán parte de

ampliaciones e Contratos de Concesión de las empresas transmisoras. En la Tabla 3.26,

Tabla 3.27 y Tabla 3.28 se muestran los proyectos en líneas de transmisión y subestaciones

del SEIN.

FECHA PROYECTO EMPRESA CONTRATO NOTAS

dic-2014 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea 220 kV San Juan - Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna) REP Amp_15 (1)

dic-2014 LT 138 kV Machupicchu - Suriray de 250 MVA y 8.53 km CTM (1)

ene-2015 Repotenciación de la LT 220 kV Paragsha - Vizcarra de 152 MVA a 250 MVA ISAAmp_2

PlanVin_2018(1)

feb-2015 Incremento de la capacidad de transformación en la SE PUCALLPA mediante TR provisional 138/60 kV a trasladarse desde la SE Puno REP (2)

mar-2015 Repotenciación de la LT 220 kV Huanza - Carabayllo - PlanVin_2018 (2)

abr-2015 Nueva SE Reque 220/60/22.9 kV y 100 MVA (antes llamada SE Chiclayo Sur) REP Amp_14 (1)

abr-2015 LT 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas CTM (3)

may-2015 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Linea 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L2243) de 152 MVA a 270 MVA por terna REP Amp_15 (1)

may-2015 LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) REP Amp_15 (1)

jul-2015 LT 138 kV Socabaya - Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones SEAL PlanInv_13/17 (4)

sep-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa de 50 MVA a 80 MVA ISAAmp_3

PlanVin_2018(1)

nov-2015 SE Amarilis 138 kV y Obras Conexas REP Amp_16 (1)

dic-2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV REP (5)

dic-2015 Nueva SE Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN PERU (1)

dic-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Paragsha II - Huánuco de 45 MVA a 75 MVA REP Amp_16 (1)

may-2016 SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA REP (5)

may-2016 LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte (300 MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba (200 MVA) COBRA (3)

jul-2016 Ampliación de la capacidad de transformación en la SE Pucallpa 138/60/10 kV (55/55/18 MVA) -Amp_3

PlanVin_2018(6)

jul-2016 Instalación de Compensación Reactiva (SVC) de -10 a 45 MVAr en 60 kV en la SE Pucallpa -Amp_3

PlanVin_2018(6)

jul-2016 Ampliación de la capacidad de transformación en la SE Aguaytia 220/138/22.9 kV (60/60/20 MVA) -Amp_3

PlanVin_2018(6)

jul-2016 LT 138 kV Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 kV - PlanInv_13/17 (6)

jul-2016 Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kV - PlanInv_13/17 (6)

ago-2016 LT 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y SSEE Asociadas ABENGOA PERU PlanVin_2016 (3)

sep-2016 LT 220 kV La Planicie REP - Industriales ISA PlanInv_13/17 (3)

dic-2016 SE Malvinas (Nueva Colonial) 220/60 kV - 180 MVA EDELNOR PlanInv_13/17 (1)

dic-2016 LT 220 kV Mirador (Nueva Jicamarca) - Malvinas (Nueva Colonial) EDELNOR PlanInv_13/17 (1)

dic-2016 Ampliación de la SE Friaspata 220 kV (Huancavelica) y Seccionamiento de la LT 220 kV Mantaro - Independencia (L-2203) REP PlanInv_13/17 (7)

ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A LUZ DEL SUR (1)

ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Pomacocha - San Juan - PlanVin_2018 (8)

ene-2017 LT 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo y SSEE Asociadas ISA PlanVin_2018 (1)

ene-2017 SE Orcotuna 220/60 kV, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kV ISA PlanInv_13/17 (9)

ene-2017 LT 220 kV Friaspata - Mollepata y SE Mollepata 220/66 kV - 50 MVA ISA PlanInv_13/17 (9)

ene-2017 LT 220 kV Moquegua - Los Héroes (2do circuito) y Ampliación de la SE Los Héroes - PlanInv_13/17 (6)

ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Pachachaca - Callahuanca - PlanVin_2018 (8)

abr-2017 SE Nueva Lurín 220/60 kV y Líneas de Enlace en 220 kV y 60 kV - PlanInv_13/17 (9)

abr-2017 SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA - PlanInv_13/17 (6)

abr-2017 SE Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA - PlanInv_13/17 (6)

may-2017 LT 220 kV Azangaro - Juliaca - Puno y SSEE Asociadas - PlanVin_2018 (9)

jul-2017 LT 220 kV Nicolás Ayllón - Drv. Nicolás Ayllón - PlanInv_13/17 (6)

jul-2017 Nueva SE Nicolás Ayllón 220 kV - PlanInv_13/17 (6)

ago-2017 Primera etapa de la SE Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexión de líneas aledañas - PlanVin_2018 (9)

oct-2017 LT 220 kV Industriales - Corpac - PlanInv_13/17 (9)

oct-2017 Nueva SE Corpac 220 kV - 2x50 MVA - PlanInv_13/17 (9)

ene-2018 Repotenciación de la LT 220 kV Tingo María - Vizcarra - Conococha - PlanVin_2018 (8)

ene-2018 Repotenciación de la LT 220 kV Trujillo - Cajamarca - PlanVin_2018 (8)

feb-2019 LT 220 kV Moyobamba - Iquitos y SSEE Asociadas ISOLUX PlanVin_2018 (3)



27/02/2015

Final


Tabla 3.26 Programa de obras de transmisión.

Tabla 3.27 Plan vinculante 2020, de la Actualización de Plan de transmisión 2015-2024.

Notas:

(1) Según información recibida para el Informe de Diagnóstico 2015-2026 (Información recibida entre agosto y octubre de 2013).

(2) Fecha estimada según información de la empresa recibida el 04.11.2014.

(3) Fecha de ingreso según información de la Unidad de Superv isión de Post Privatización (USPP) de OSINERGMIN, publicado en octubre de 2014.

(4) Según información recibida para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación (ERACG) para el año 2015 (Información de marzo y abril 2014).

(5) Fecha estimada. Proyectos pertenecientes a los planes de expansión de REP.

(6) Fecha estimada en función a la situación actual del proyecto (Proceso de licitación aún no convocado por el titular del proyecto).

(7) Fecha estimada según oficio N°243-2013-MEM/VME.

(8) Fecha estimada. Proyectos Vinculantes resultado de la Actualización del Plan de Transmisión 2013 - 2022 y aprobados por el MINEM con Resolución Ministerial N° 583-2012-MEM/DM en fecha 28.12.2012.

(9) Fecha de ingreso según Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la última versión del Contrato de Concesión.

LT Mantaro - Nueva Yanango 500 kV.

LT Nueva Yanango - Carapongo 500 kV.

LT Yanango - Nueva Yanango 220 kV.

SE Nueva Yanango 500/220 kV.

LT Nueva Yanango - Nueva Huánuco 500 kV.

SE Nueva Huánuco 500/220/138 kV.

LT Nueva Huánuco - Yungas 220 kV.

SE Yungas 220 kV.

LT Tingo María - Chaglla 220 kV.

Seccionamiento en SE Nueva Huánuco de LT Chaglla - Paragsha 220 kV.

Seccionamiento en SE Nueva Huánuco de LT Tingo María - Vizcarra 220 kV.

LT Nueva Huánuco - Amarilis 138 kV.

Reconfiguración de LT Chilca - Planicie - Carabayllo de dos circuitos de 220 kV a uno de 500 kV y

ampliaciones asociadas.

Ampliación 500/220 kV en SE Chilca (segundo transformador).

Ampliación 500/220 kV en SE Planicie (nuevo patio a 500 kV y un transformador).

Repotenciación a 1000 MVA L.T Carabayllo - Chimbote 500 kV con inclusión de compensación de

capacitores serie.

Repotenciación a 1000 MVA L.T Chimbote - Trujillo 500 kV con inclusión de compensación de capacitores

serie.

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-150 MVAR en 500 kV en SE Trujillo. (**)

LT Tintaya - Azángaro 220 kV.(*)

Repotenciación a 250 MVA LT Chiclayo - Carhuaquero 220 kV.

Repotenciación a 250 MVA LT Oroya - Carhuamayo 220 kV.

Repotenciación a 250 MVA LT Mantaro - Huancavelica 220 kV.

Seccionamiento en SE La Niña de LT Piura - Chiclayo 220 kV.

SE Nueva Carhuaquero 220 kV (**)

LT Aguaytia - Pucallpa 138 kV (segundo circuito). (*)

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-100 MVAR en 220 kV en SE Planicie. (**)

Banco de reactores de 100 MVAR en 500 kV en SE La Niña. (**)

Banco de condensadores de 20 MVAR en 60 kV en SE Zorritos. (**)

Nota: Todos los costos fueron estimados de acuerdo a los módulos de precios de Osinergmin

(*) Sustentado por el criterio N-1 de la Norma

(**) Sustentado por análisis eléctricos y del análisis por el Art. 14 del Reglamento de Transmisión.

Plan Vinculante 2020

Proyecto Enlace 500 kV Mantaro - Nueva Yanango - Carapongo, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas:

Proyecto Enlace 500 kV Nueva Yanango - Nueva Huánuco, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas:

Proyecto Cambio nivel de tensión a 500 kV LT Chilca - Planicie - Carabayllo 220 kV y ampliaciones asociadas:

Proyecto Repotenciación a 1000 MVA de LT Carabayllo - Chimbote - Trujillo 500 kV:

Otros Proyectos en 220 kV y 138 kV:

Proyectos de Compensación Reactiva:



27/02/2015

Final


Tabla 3.28 Plan no vinculante 2024, de la Actualización de Plan de transmisión 2015-2024.

3.1.5 Escenarios base (Nudos)

A partir de los futuros extremos descritos anteriormente se elaboran los nudos o escenarios,

combinando los 27 escenarios de generación-demanda para el año 2026 y 19 escenarios

generación-demanda para el año 2022, con las tres hidrologías consideradas y las dos

condiciones de transmisión obteniendo en total 162 escenarios de PERSEO para el año 2026

y 114 escenarios para el año 2022.

Aplicando los criterios mencionados, en la siguiente Figura 3.4 se muestran los Escenarios

Base o Nudos que serán simulados en PERSEO. Cabe indicar que en gráfico se indica el

número de planes a evaluar (1), y que se considerarán dos condiciones de transmisión (con y

sin límites), lo cual es necesario para los análisis posteriores. Asimismo, no se está

considerando las incertidumbres de futuros de combustible y de costos capitales, los cuales

no incrementan el número de casos a simular.

En la Figura 3.4 se muestran los futuros de oferta y demanda extremos considerados en las

simulaciones, en el anexo F se incluye el detalle del parque generador para cada uno de los

futuros listados.

SE 500 kV Tocache

SE 500/220 kV Celendín

LT Nueva Huánuco - Tocache 500 kV.

LT Tocache - Celendín 500 kV.

LT Celendín - Trujillo 500 kV.

LT Cajamarca - Celendín 220 kV (doble terna).

SE 500 kV Paramonga

Seccionamiento en SE Nueva Paramonga de LT Carabayllo - Chimbote 500 kV

LT Nueva Huánuco - Nueva Paramonga 500 kV

Ampliación 500/220 kV en SE Planicie (segundo transformador).

Ampliación 500/220 kV en SE Carapongo (segundo transformador).

Ampliación 500/220 kV en SE Montalvo (segundo transformador).

Ampliación 220/138 kV en SE Socabaya (tercer transformador).

LT Tingo María - Nueva Huánuco 220 kV.

Repotenciación a 250 MVA LT Huancavelica - Independencia 220 kV.

Nota: Todos los costos fueron estimados de acuerdo a los módulos de precios de Osinergmin

Otros Proyectos en 220 kV:

Plan de Largo Plazo 2024

Proyecto Enlace 500 kV Nueva Huánuco - Nueva Paramonga:

Proyecto Enlace 500 kV Nueva Huánuco - Tocache - Celendín - Trujillo:

Otros Proyectos en 500 kV:



27/02/2015

Final


Figura 3.4 Escenarios base o nudos.

3.2 Diagnóstico de la operación económica

Para el diagnóstico del SEIN se hace un análisis de congestiones o sobrecargas en las

principales líneas de transmisión; para tal fin se utiliza como herramienta el PERSEO, con la

cual se simula la operación económica del sistema en los años de corte (2022 y 2026), para

los escenarios descritos anteriormente (114 y 162). De estas simulaciones se extraen y

analizan los flujos de potencia en cada una de las líneas, teniendo especial interés en

aquellas cuyos límites han sido superados, encontrando posibles problemas que podrían

materializarse en el caso de materializarse alguno de los futuros analizados. Además se

analizan la energía no servida (ENS) en las barras, causadas por las restricciones de

transmisión.

3.2.1 Análisis de sobrecargas y congestión en líneas de transmisión

En esta sección se analizarán las sobrecargas en líneas de transmisión, a partir de los flujos

que resultan de las simulaciones en PERSEO. Complementariamente, se analizará la

x 3 Series

Hidrológicas

(Seca, Promedio,

Húmeda)

x 2 Condiciones

Transmisión

27 futuros

Demanda x Oferta

x 1 Plan

Escenarios Simulados

Año2022

x 3 Series

Hidrológicas

(Seca, Promedio,

Húmeda)

x 2 Condiciones

Transmisión

19 futuros

Demanda x Oferta

x 1 Plan

Escenarios Simulados

114

Año2026

162











Pesimista - Según evaluación SI

Demanda

Oferta

TipoPrioridad de


Optimista N-S

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Optimista Centro-

Costa

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable







Norte y Sur SISegún evaluación SISegún evaluación SISegún evaluación SI






Pesimista - Según evaluación SI

Demanda

Oferta

TipoPrioridad de


Optimista N-S

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

Optimista Centro-

Costa

Mayormente

Térmica

Mayormente

Renovable

TOTAL

276



27/02/2015

Final


congestión en las líneas, utilizando los indicadores HDN (Horas de Despacho No Económico)

y MFI (MWh o GWh de Flujos Interrumpidos), indicados en la Norma. Estos índices son una

medida del perjuicio que ocasionan las congestiones en las líneas, y difieren de los atributos

utilizados en el Plan de Transmisión, en el cual se calculan como cocientes beneficio/costo2.

3.2.1.1 Año 2022

En la siguiente

Figura 3.5 se muestran el promedio de las máximas sobrecargas de líneas agrupadas por

área y por cada nudo de generación-demanda, para el año de corte 2022.

Figura 3.5 Niveles de carga promedio en sub-zonas del SEIN, año 2022.

2 Los atributos beneficio costo de la norma están definidos como: HDN/costo y MFI/Costo, ambos

como beneficio costo de las opciones consideradas, comparados con el caso base sin opciones.

NORTE

NORTEMEDIO

CENTRO

LIMA

CHILCA

SURMEDIO

SUROESTE

SURESTE

ORIENTE

Sin

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Sin CCHH Grandes Sin CCHH Grandes Sin CCHH Grandes Sin CCHH Grandes Sin CCHH Grandes Sin CCHH Grandes SinCCHH

Grandes

Term Hidro Term Hidro Term Hidro Term

Dem 1 Dem 2 Dem 3 Dem 4

Niveles de Carga Año 2022

80%-100% 100%-120% 120%-140% 140%-160% 160%-180% 180%-200%



27/02/2015

Final


A continuación se muestra el detalle de las sobrecargas por área, identificando las líneas que

presentan problemas de sobrecarga y sus posibles causas.

Área Norte

En la siguiente Tabla 3.29 se muestra las máximas sobrecargas para cada línea del área

Norte por nudo de generación-demanda, con esta tabla se puede identificar que líneas

presentan problemas de sobrecargas.

Tabla 3.29 Área Norte, niveles de carga al año 2022.

L.T. Piura – La Niña 220 kV

De la Tabla 3.29 no se observan sobrecargas en las dos líneas, pero cabe resaltar que se

están incluyendo la línea La Niña – Piura 500 kV, el cual forma parte de la interconexión Perú

– Ecuador (Plan Vinculante del PT 2013-2022). En caso de que esta línea no estuviera se

presentarían sobrecargas para futuros 1 (de alto crecimiento en el Norte y Sur).

L.T. Chiclayo - Reque 220 kV

Se observa sobrecargas del orden de 90% para la mayor parte de casos, debido a la

presencia de Centrales Térmicas en Reque. En la Figura 3.6 se observa que la L.T. Chiclayo

– Reque 220 kV tiene 4570 horas de congestión y 526 GWh de MFI como máximo para

futuros de demanda 1.

Desarrollo de generación según la lista priorizada Desarrollo de generación en el CentroDesarrollo de generación en el Norte y Sur

Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Pes Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C

60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

Área Línea de Transmisión Zona Codigo MW 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 4ASE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE

Zorritos - Talara 220 kV NORTE LNE-091 111.72 26% 26% 24% 26% 26% 26% 26% 25% 26% 24% 26% 25% 26% 25% 26% 24% 26% 25% 26%

Talara - Piura 220 kV NORTE LNE-001 176.4 70% 59% 62% 62% 31% 62% 30% 71% 59% 62% 62% 74% 62% 71% 59% 62% 62% 74% 62%

Talara - Piura 220 kV NORTE LNE-108 176.4 69% 58% 61% 61% 30% 61% 29% 70% 58% 61% 61% 73% 61% 70% 58% 61% 61% 73% 61%

Piura - La Niña 220 kV NORTE LNE-106 176.4 42% 46% 26% 30% 28% 32% 28% 41% 44% 26% 29% 28% 30% 39% 45% 26% 32% 27% 31%

La Niña - Chiclayo 220 kV NORTE LNE-107 176.4 36% 34% 27% 27% 22% 33% 17% 36% 27% 27% 29% 34% 28% 34% 31% 27% 32% 35% 30%

Piura - La Niña 220 kV NORTE LNE-110 176.4 42% 46% 26% 30% 28% 32% 28% 41% 44% 26% 29% 28% 30% 39% 45% 26% 32% 27% 31%

La Niña - FELAM 220 kV NORTE LNEb110 176.4 57% 43% 48% 48% 43% 42% 28% 57% 48% 48% 50% 55% 49% 55% 46% 48% 42% 56% 47%

FELAM - Chiclayo 220 kV NORTE LNEc110 176.4 33% 48% 39% 38% 32% 47% 24% 33% 39% 39% 34% 32% 38% 32% 45% 39% 46% 31% 44%

Chiclayo - Guadalupe 220 kV NORTE LNE-111 176.4 43% 34% 28% 28% 33% 25% 30% 40% 39% 28% 32% 30% 28% 38% 36% 28% 24% 28% 26%

Chiclayo - Reque 220 kV NORTE LN-004A 176.4 86% 196% 183% 169% 65% 166% 61% 194% 195% 183% 177% 174% 169% 192% 187% 183% 172% 179% 168%

Reque220 - Guadalupe 220 kV NORTE LN-004B 176.4 86% 69% 62% 55% 65% 67% 61% 80% 78% 62% 64% 60% 60% 77% 73% 62% 55% 56% 56%

Chiclayo - Carhuaquero 220 kV NORTE LNE-003 245 34% 51% 45% 44% 31% 52% 32% 55% 56% 45% 42% 38% 45% 51% 55% 45% 49% 35% 46%

Trujillo - Guadalupe 220 kV NORTE LNE-005 176.4 64% 47% 40% 37% 44% 43% 41% 55% 56% 40% 41% 41% 37% 55% 51% 40% 34% 39% 35%

Trujillo - Guadalupe 220 kV NORTE LNE-112 176.4 64% 47% 40% 37% 44% 43% 41% 55% 56% 40% 41% 41% 37% 55% 51% 40% 34% 39% 35%

La Niña - Piura 500 kV NORTE LNX-112 1372 24% 23% 14% 17% 17% 16% 15% 23% 24% 14% 17% 16% 17% 22% 23% 14% 16% 15% 16%

Piura 500/220 kV NORTE TNE-043 588 56% 54% 34% 39% 40% 38% 34% 53% 55% 34% 40% 38% 39% 51% 54% 34% 38% 36% 38%

Trujillo - La Niña 500 kV NORTE LNX-044 686 80% 72% 49% 56% 59% 51% 51% 75% 77% 49% 58% 55% 56% 72% 76% 49% 52% 53% 54%

Chimbote - Trujillo 500 kV NORTE LNX-041 980 96% 80% 62% 66% 75% 58% 67% 90% 92% 62% 69% 67% 69% 87% 68% 62% 59% 65% 48%

Carabayllo - Chimbote 500 kV NORTE LNX-040 980 109% 80% 61% 69% 83% 54% 76% 95% 94% 61% 72% 76% 70% 96% 81% 61% 64% 73% 62%

Chimbote 500/220 kV NORTE TNE-029 735 26% 17% 18% 16% 23% 20% 17% 24% 18% 18% 15% 22% 16% 24% 21% 18% 17% 22% 19%

Trujillo 500/220 kV NORTE TNE-030 735 64% 50% 42% 46% 51% 38% 45% 58% 57% 42% 47% 47% 46% 58% 58% 42% 39% 48% 48%

La Niña 500/220 KV NORTE TNE-033 588 41% 32% 27% 27% 30% 26% 27% 36% 37% 27% 29% 29% 28% 36% 35% 27% 25% 29% 28%

Chimbote - Trujillo 220 kV NORTE LNE-006 149.0 86% 78% 64% 67% 68% 63% 64% 82% 87% 64% 70% 65% 70% 82% 67% 64% 59% 64% 51%

Chimbote - Trujillo 220 kV NORTE LNE-007 149.0 85% 77% 63% 66% 68% 62% 63% 81% 86% 63% 69% 64% 69% 81% 66% 63% 59% 63% 50%

Chimbote - Huallanca 138 kV NORTE LNE-082 155.3 46% 62% 47% 48% 46% 63% 49% 46% 49% 47% 49% 46% 50% 45% 57% 47% 60% 46% 58%



Kiman Ayllu 220/138 kV NORTE TNE-019 98.0 107% 72% 105% 108% 114% 75% 114% 110% 92% 105% 99% 117% 105% 111% 82% 105% 84% 117% 100%

Paramonga N - Chimbote 220 kV NORTE LNE-008 176.4 49% 52% 35% 44% 35% 39% 36% 47% 63% 35% 47% 33% 49% 45% 35% 35% 32% 31% 26%

Paramonga N - Chimbote 220 kV NORTE LNX-002 177.0 46% 50% 34% 42% 34% 38% 34% 45% 60% 34% 45% 32% 47% 43% 33% 34% 30% 30% 25%

60% H

Área Norte

60% T 60% H 60% H 60% T



27/02/2015

Final


Figura 3.6 HDN y MFI de la L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV, año 2022.

L.T. Carabayllo - Chimbote 500 kV

Se observa sobrecargas en menor medida solo para futuros de demanda 1, de alto

crecimiento en el Norte y Sur, debido a los flujos provenientes del Centro hacia el Norte. En la

Figura 3.7 se observa que la L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV tiene 1105 horas de

congestión y 32 GWh de MFI como máximo para futuros de demanda 1.

Figura 3.7 HDN y MFI de la L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV, año 2022.

Además se observa sobrecargas en el transformador de Kiman Ayllu 220/138 kV con 1311

horas de congestión y 6,4 GWh de MFI como máximo.

0

100

200

300

400

500

600

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chiclayo - Reque 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

5

10

15

20

25

30

35

0 200 400 600 800 1000 1200

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Carabayllo - Chimbote 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.8 HDN y MFI del Trafo Kiman Ayllu 220/138 kV, año 2022.

Área Cajamarca

Tabla 3.30 Área Cajamarca, niveles de carga al año 2022.

Para esta área no se presentan sobrecargas.

Área Ancash – Huánuco - Ucayali

Tabla 3.31 Área Ancash – Huánuco - Ucayali, niveles de carga al año 2022.

Se observa sobrecargas en la L.T. Huánuco - Tingo María 138 kV para escenarios con 60 %

Hidráulico de Oferta, en los cuales se aprecia que en todos los casos donde se presentan

0

1

2

3

4

5

6

7

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Kiman Ayllu 220/138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Trujillo - Cajamarca 220 kV NORTE LNX-022 245 59% 35% 37% 45% 50% 30% 44% 56% 51% 37% 44% 46% 47% 57% 42% 37% 28% 47% 37%

Cajamarca - Carhuaquero 220 kV NORTE LNE-120 245 28% 46% 44% 43% 19% 34% 15% 27% 26% 44% 38% 42% 37% 27% 40% 44% 32% 33% 37%

Cajamarca - Caclic 220 kV NORTE LNE-115 215.6 85% 67% 77% 85% 85% 54% 83% 85% 85% 77% 85% 85% 85% 85% 54% 77% 54% 85% 57%

Caclic - Moyobamba 220 KV NORTE LNE-116 215.6 80% 80% 73% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 73% 80% 80% 80% 80% 80% 73% 80% 80% 80%

Cajamarca - Shahuindo 220 kV NORTE LNX-023 235.2 68% 72% 56% 57% 57% 62% 55% 66% 70% 56% 60% 55% 59% 65% 66% 56% 59% 55% 55%

Cajamarca - Shahuindo 220 kV NORTE LNX-024 235.2 68% 72% 56% 57% 57% 62% 55% 66% 70% 56% 60% 55% 59% 65% 66% 56% 59% 55% 55%

Shahuindo - Kiman Ayllu 220 kV NORTE LNX-b23 235.2 73% 78% 62% 63% 63% 67% 57% 72% 76% 62% 66% 61% 65% 71% 72% 62% 65% 61% 60%

Shahuindo - Kiman Ayllu 220 kV NORTE LNX-b24 235.2 73% 78% 62% 63% 63% 67% 57% 72% 76% 62% 66% 61% 65% 71% 72% 62% 65% 61% 60%

Kiman Ayllu - Conococha 220 kV NORTE LNX-025 176.4 68% 49% 31% 49% 52% 32% 46% 56% 66% 31% 52% 42% 54% 56% 38% 31% 31% 41% 40%

Kiman Ayllu - Conococha 220 kV NORTE LNX-026 176.4 68% 49% 31% 49% 52% 32% 46% 56% 66% 31% 52% 42% 54% 56% 38% 31% 31% 41% 40%

Conococha - Paramonga N 220 kV CENTRO LNX-033 186.7 35% 59% 36% 38% 39% 63% 47% 35% 38% 36% 42% 39% 42% 35% 52% 36% 56% 39% 57%

60% H

Área

Cajamarca

60% T 60% H 60% H 60% T


Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C-C Pes Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C

60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

Área Línea de Transmisión Zona Codigo LNormal 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 4ASE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE

Paragsha - Conococha 220 kV CENTRO LNX-027 176.4 51% 46% 33% 40% 43% 37% 38% 48% 57% 33% 47% 41% 48% 47% 39% 33% 31% 40% 30%

Vizcarra - Conococha 220 kV CENTRO LNX-032 245 65% 53% 43% 52% 53% 41% 45% 60% 70% 43% 58% 47% 60% 59% 41% 43% 29% 46% 27%

Paragsha - Vizcarra 220 kV CENTRO LNE-090 245 31% 27% 23% 24% 28% 26% 24% 29% 32% 23% 28% 26% 30% 29% 25% 23% 22% 25% 24%

Huanuco 138 - T. Maria 138 kV CENTRO LNE-064 44.1 94% 135% 102% 137% 87% 131% 64% 98% 136% 102% 135% 93% 134% 100% 101% 102% 103% 94% 98%

T.María - Aguaytía 220 kV CENTRO LNE-044 186.7 67% 88% 88% 88% 62% 82% 33% 88% 88% 88% 88% 82% 82% 88% 88% 88% 88% 82% 82%

Aguaytía 220/138 kV CENTRO TNE-016 117.6 66% 66% 63% 66% 83% 83% 53% 66% 66% 63% 66% 83% 83% 66% 66% 63% 66% 83% 83%

Aguaytía - Pucallpa 138 kV CENTRO LNE-138 78.4 47% 47% 45% 47% 59% 59% 37% 47% 47% 45% 47% 59% 59% 47% 47% 45% 47% 59% 59%

Aguaytía - Pucallpa 138 kV CENTRO LNE-094 78.4 47% 47% 45% 47% 59% 59% 37% 47% 47% 45% 47% 59% 59% 47% 47% 45% 47% 59% 59%

Pucallpa 138/60 kV CENTRO TNE-018 107.8 69% 69% 66% 69% 87% 87% 54% 69% 69% 66% 69% 87% 87% 69% 69% 66% 69% 87% 87%

Paragsha 13 - Huanuco 138 kV CENTRO LNE-065 73.5 59% 68% 57% 73% 57% 66% 42% 57% 71% 57% 68% 61% 77% 54% 58% 57% 62% 55% 59%

Conococha - Paramonga N 220 kV CENTRO LNX-033 186.7 35% 59% 36% 38% 39% 63% 47% 35% 38% 36% 42% 39% 42% 35% 52% 36% 56% 39% 57%

Tingo Maria 220kV - Huanuco 220 kV CENTRO LNE-a45 250 62% 99% 70% 97% 58% 94% 45% 68% 97% 70% 97% 64% 94% 70% 69% 70% 69% 65% 66%

Huanuco 220kV - Vizcarra 220 kV CENTRO LNE-b45 250 61% 53% 50% 56% 57% 49% 40% 57% 60% 50% 53% 54% 59% 58% 52% 50% 47% 54% 46%

Huanuco 500kV - Yanango 500 kV CENTRO LNX-115 1372 15% 29% 19% 25% 18% 28% 17% 14% 26% 19% 28% 13% 23% 15% 17% 19% 19% 14% 17%

Huanuco 500kV - Huanuco 220 kV CENTRO TNE-045 588 35% 67% 45% 59% 42% 66% 40% 32% 61% 45% 64% 29% 55% 35% 40% 45% 44% 33% 40%

Huanuco 220kV - Huanuco 138 kV CENTRO TNE-046 98 31% 30% 31% 29% 40% 28% 31% 29% 21% 31% 21% 39% 30% 32% 30% 31% 29% 38% 39%

Chaglla 220kV - Huanuco 220 kV CENTRO LNX-119 800 39% 50% 41% 50% 38% 48% 34% 41% 50% 41% 49% 40% 47% 40% 40% 41% 40% 40% 39%

Huanuco 220kV - Paragsha 220 kV CENTRO LNX-120 800 11% 11% 9% 13% 11% 10% 7% 10% 12% 9% 11% 11% 14% 10% 10% 9% 11% 10% 10%

Chaglla 220kV - Tingo Maria 220 kV CENTRO LNX-121 250 69% 57% 64% 57% 72% 53% 67% 67% 57% 64% 57% 71% 49% 66% 68% 64% 67% 69% 72%

Área Ancash-

Huánuco-

Ucayali

60% T 60% H 60% T 60% H60% H



27/02/2015

Final


sobrecargas está presente la C.H. Belo Horizonte, por lo tanto estas congestiones son

condicionales a ingreso de dicha Central Hidroeléctrica. En la Figura 3.9 se observa que para

la L.T. Huánuco – Tingo María se tienen congestiones para los futuros 1, 2 y 3 de demanda,

siendo el máximo valor de HDN 2917 horas y MFI 28 GWh.

Figura 3.9 HDN y MFI de la L.T. Huánuco – Tingo María 138 kV, año 2022.

Área Sierra Costa - Centro

Tabla 3.32 Área Sierra Costa - Centro, niveles de carga al año 2022.

No se observan sobrecargas, debido a la inclusión de líneas en 500 kV del Plan de

Transmisión Vinculante.

0

5

10

15

20

25

30

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Huanuco - T. Maria 138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Huayucachi - Huanza 220 kV LIMA LNE-113 149.0 47% 47% 43% 47% 53% 52% 51% 47% 52% 43% 46% 52% 57% 45% 47% 43% 47% 51% 52%

Huanza - Zapallal 220 kV LIMA LNE-114 245 57% 54% 53% 54% 61% 58% 58% 56% 58% 53% 53% 60% 62% 55% 55% 53% 53% 58% 59%

Mantaro - Huancavelica 220 kV LIMA LNE-037 245 55% 58% 51% 57% 54% 56% 44% 51% 60% 51% 56% 51% 59% 52% 56% 51% 57% 50% 55%

Huancavelica - Independencia 220 kV LIMA LNE-038 149.0 74% 77% 67% 76% 71% 74% 68% 68% 82% 67% 76% 66% 79% 68% 76% 67% 77% 65% 73%

Mantaro - Huancavelica 220 kV LIMA LNE-036 245 55% 58% 51% 57% 54% 56% 44% 51% 60% 51% 56% 51% 59% 52% 56% 51% 57% 50% 55%

Huancavelica - Independencia 220 kV LIMA LNE-36B 149.0 74% 77% 67% 76% 71% 74% 68% 68% 82% 67% 76% 66% 79% 68% 76% 67% 77% 65% 73%

Mantaro - Huayucachi 220 KV LIMA LNE-041 158.2 79% 75% 68% 69% 90% 86% 70% 72% 73% 68% 66% 83% 86% 68% 74% 68% 68% 87% 87%

Mantaro - Pachachaca 220 KV LIMA LNE-039 149.0 63% 53% 58% 51% 71% 56% 57% 56% 50% 58% 46% 65% 58% 56% 58% 58% 56% 66% 65%

Mantaro - Pachachaca 220 KV LIMA LNE-040 149.0 63% 53% 58% 51% 71% 56% 57% 56% 50% 58% 46% 65% 58% 56% 58% 58% 56% 66% 65%

Mantaro - Pomacocha 220 kV LIMA LNE-034 149.0 64% 55% 60% 53% 72% 58% 58% 58% 53% 60% 48% 67% 62% 58% 59% 60% 58% 68% 68%

Mantaro - Pomacocha 220 kV LIMA LNE-035 149.0 64% 55% 60% 53% 72% 58% 58% 58% 53% 60% 48% 67% 62% 58% 59% 60% 58% 68% 68%

Pomacocha - San Juan 220 kV LIMA LNE-025 245 27% 43% 24% 36% 36% 52% 27% 26% 46% 24% 39% 32% 55% 25% 31% 24% 29% 34% 40%

Pomacocha - San Juan 220 KV LIMA LNE-026 245 27% 43% 24% 36% 36% 52% 27% 26% 46% 24% 39% 32% 55% 25% 31% 24% 29% 34% 40%

Pachachaca - Callahuanca 220 KV LIMA LNE-028 245 34% 51% 31% 43% 42% 60% 37% 30% 56% 31% 47% 39% 64% 30% 38% 31% 34% 40% 47%

Pachachaca - Callahuanca 220 KV LIMA LNE-029 245 34% 51% 31% 43% 42% 60% 37% 30% 56% 31% 47% 39% 64% 30% 38% 31% 34% 40% 47%

Pachachaca -Pomacocha 220 kV LIMA LNE-027 245 36% 60% 33% 59% 39% 63% 34% 34% 63% 33% 58% 37% 66% 34% 38% 33% 36% 37% 41%

Pachachaca - Oroya 220 kV LIMA LNE-043 245 75% 55% 56% 54% 72% 58% 63% 73% 55% 56% 55% 66% 55% 62% 59% 56% 66% 66% 64%

Oroya - Carhuamayo 220 kV CENTRO LNE-088 245 30% 61% 41% 44% 34% 66% 40% 32% 57% 41% 56% 36% 57% 34% 43% 41% 44% 37% 45%

Pomacocha - Carhuamayo 220 kV CENTRO LNE-109 176.4 44% 80% 50% 54% 45% 85% 53% 40% 75% 50% 75% 44% 81% 42% 54% 50% 54% 47% 59%

Carhuamayo - Paragsha 220 kV CENTRO LNE-089 147 38% 35% 23% 23% 33% 28% 35% 32% 37% 23% 32% 29% 35% 29% 31% 23% 28% 28% 26%

Carhuamayo - Paragsha 220 kV CENTRO LNX-028 147 39% 37% 24% 24% 34% 30% 37% 34% 39% 24% 34% 30% 36% 31% 32% 24% 29% 29% 27%

Carhuamayo - Paragsha 220 kV CENTRO LNX-029 147 39% 37% 24% 24% 34% 30% 37% 34% 39% 24% 34% 30% 36% 31% 32% 24% 29% 29% 27%

Mantaro - Nueva Yanango 500 kV CENTRO LNX-088 1372 27% 27% 27% 23% 32% 24% 14% 18% 25% 27% 25% 24% 32% 17% 20% 27% 20% 23% 21%

Nueva Yanango - Carapongo 500 kV CENTRO LNX-089 1372 35% 36% 29% 33% 39% 40% 34% 33% 53% 29% 33% 36% 57% 31% 31% 29% 29% 34% 35%

Huanuco 500 kV - NUeva Yanango 500 kV CENTRO LNX-115 1372 15% 29% 19% 25% 18% 28% 17% 14% 26% 19% 28% 13% 23% 15% 17% 19% 19% 14% 17%

Mantaro 500/220 kV CENTRO TNE-024 1200 40% 44% 42% 44% 41% 44% 45% 40% 37% 42% 44% 40% 37% 39% 40% 42% 43% 39% 40%

Huanuco 500/220 kV CENTRO TNE-045 588 35% 67% 45% 59% 42% 66% 40% 32% 61% 45% 64% 29% 55% 35% 40% 45% 44% 33% 40%

Nueva Yanango 500/220 kV CENTRO LNX-087 588 30% 35% 29% 34% 28% 32% 30% 30% 32% 29% 35% 28% 30% 28% 28% 29% 30% 27% 26%

60% T

Área Sierra

Costa - Centro

60% H 60% H 60% T 60% H



27/02/2015

Final


Área Sierra Centro - Sur

Tabla 3.33 Área Centro - Sur, niveles de carga al año 2022.

Se observan ligeras sobrecargas en escenarios puntuales para las líneas Marcona - Ocoña

500 kV y Ocoña - San José 500 kV del orden del 4%. Además se observan sobrecargas en la

L.T. Mantaro – Marcona 500 kV del orden de 16%.

Por otro lado, también se presentan sobrecargas en escenarios puntuales en el

transformador Montalvo 500/220 kV. Los máximos de HDN y MFI se muestran a

continuación:

L.T. Marcona – Ocoña 500 kV con 446 horas de congestión y 10,4 GWh MFI, ver

Figura 3.10.

L.T. Ocoña – San José 500 kV con 446 horas de congestión y 10,4 GWh MFI, ver

Figura 3.11.

L.T. Mantaro – Marcona 500 kV con 3678 horas de congestión y 184 GWh MFI, ver

Figura 3.12.

L.T. Marcona – Nueva Socabaya 500 kV con 139 horas de congestión y 0,4 GWh, ver

MFI Figura 3.13.

Montalvo 500/220 kV con 2620 horas de congestión y 58,9 GWh MFI, ver Figura 3.14.



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Mantaro - Cotaruse 220 kV SUROESTE LNE-085 247.5 73% 82% 73% 77% 62% 69% 60% 76% 95% 73% 80% 64% 82% 76% 77% 73% 68% 63% 63%

Mantaro - Cotaruse 220 kV SUROESTE LNE-086 247.5 73% 82% 73% 77% 62% 69% 60% 76% 95% 73% 80% 64% 82% 76% 77% 73% 68% 63% 63%

Cotaruse - Socabaya 220 kV SUROESTE LNE-096 247.5 20% 42% 43% 42% 25% 41% 41% 27% 43% 43% 43% 27% 42% 30% 31% 43% 43% 29% 32%

Cotaruse - Socabaya 220 kV SUROESTE LNE-097 247.5 20% 42% 43% 42% 25% 41% 41% 27% 43% 43% 43% 27% 42% 30% 31% 43% 43% 29% 32%

Socabaya - Moquegua 220 kV SUROESTE LSE-026 147 28% 60% 37% 46% 31% 53% 14% 28% 52% 37% 35% 23% 44% 27% 56% 37% 56% 25% 50%

Socabaya - Moquegua 220 kV SUROESTE LSE-b26 147 28% 60% 37% 46% 31% 53% 14% 28% 52% 37% 35% 23% 44% 27% 56% 37% 56% 25% 50%

Mantaro 500/220 kV LIMA TNE-024 1200 40% 44% 42% 44% 41% 44% 45% 40% 37% 42% 44% 40% 37% 39% 40% 42% 43% 39% 40%

Chilca - Marcona 500 kV CHILCA LNX-42A 823 64% 93% 89% 86% 54% 77% 70% 64% 96% 89% 90% 53% 75% 65% 78% 89% 81% 45% 58%

Marcona - Ocoña 500 kV SURMEDIO LNX-43A 823 64% 84% 83% 84% 58% 68% 57% 63% 104% 83% 86% 55% 86% 56% 77% 83% 78% 46% 59%

Ocoña - San Jose 500 kV SURMEDIO LNX-43C 823 64% 102% 83% 84% 58% 83% 57% 63% 104% 83% 86% 55% 86% 56% 83% 83% 78% 46% 65%

San Jose - Montalvo 500 kV SUR LNX-43B 823 43% 53% 37% 38% 47% 37% 14% 17% 56% 37% 40% 33% 40% 17% 35% 37% 32% 34% 19%

Chilca 500/220 kV CHILCA TNE-022 600 27% 29% 27% 29% 22% 24% 31% 27% 30% 27% 31% 22% 23% 24% 25% 27% 28% 19% 21%

Marcona 500/220 kV SURMEDIO TNE-031 441 13% 17% 17% 15% 19% 11% 11% 63% 18% 17% 17% 56% 11% 12% 12% 17% 15% 13% 15%

Montalvo 500/220 kV SUR TNE-032 735 108% 87% 67% 68% 88% 63% 31% 102% 93% 67% 70% 79% 70% 100% 92% 67% 62% 78% 69%

Mantaro - Marcona 500 kV LIMA LNX-047 800 63% 79% 71% 75% 60% 71% 63% 63% 116% 71% 78% 58% 107% 58% 60% 71% 69% 53% 52%

Marcona - Nueva Socabaya 500 kV SURMEDIO LNX-069 700 62% 86% 77% 78% 50% 67% 52% 65% 100% 77% 82% 51% 81% 62% 56% 77% 70% 45% 37%

Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV SUROESTE LNX-081 700 43% 35% 30% 33% 49% 29% 19% 14% 38% 30% 30% 20% 33% 21% 59% 30% 34% 27% 53%

Nueva Socabaya 500/220 kV SUROESTE TNE-037 720 71% 56% 48% 50% 62% 43% 35% 70% 66% 48% 54% 57% 53% 66% 72% 48% 42% 55% 59%

Área Centro -

Sur

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H



27/02/2015

Final


Figura 3.10 HDN y MFI de la L.T. Marcona – Ocoña 500 kV, año 2022.

Figura 3.11 HDN y MFI de la L.T. Ocoña – San José 500 kV, año 2022.

Figura 3.12 HDN y MFI de la L.T. Mantaro – Marcona 500 kV, año 2022.

0

2

4

6

8

10

12

0 100 200 300 400 500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Marcona - Ocoña 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

2

4

6

8

10

12

0 100 200 300 400 500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Ocoña - San Jose 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

50

100

150

200

250

0 1000 2000 3000 4000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Mantaro - Marcona 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


.

Figura 3.13 HDN y MFI de la L.T. Marcona – Nueva Socabaya 500 kV, año 2022.

Figura 3.14 HDN y MFI del transformador Montalvo 500/220 kV, año 2022.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 50 100 150

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Marcona – Nueva Socabaya 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

10

20

30

40

50

60

70

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Montalvo 500/220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Área Lima Metropolitana

Tabla 3.34 Área Lima Metropolitana, niveles de carga al año 2022.

En la zona de Lima se presentan sobrecargas, pata todos los futuros de demanda, en las

LL.TT. San Juan – Chilca 220 kV, Santa Rosa – San Juan 220 kV e Industriales – San Juan

220 kV. Y la L.T. Ventanilla - Chavarría 220 kV para escenarios puntuales de demanda 3. A

continuación se muestran los valores máximos de HDN y MFI:

L.T. Santa Rosa – San Juan 220 kV con 8476 horas de congestión y 408 GWh MFI,

ver Figura 3.15.

L.T. San Juan – Chilca 220 kV con 6455 horas de congestión y 302 GWh MFI cada

terna, ver Figura 3.16.

L.T. Industriales – San Juan 220 kV con 6754 horas de congestión y 180 GWh MFI

cada terna, ver Figura 3.16.

L.T. Ventanilla – Chavarría 220 kV con 2140 horas de congestión y 22 GWh de MFI,

ver Figura 3.18.



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Paramonga N - Huacho 220 kV NORTE LNX-01A 177 49% 19% 26% 18% 36% 30% 42% 41% 33% 26% 18% 30% 19% 41% 34% 26% 28% 29% 25%

Paramonga N - Huacho 220 kV NORTE LNE-009 176.4 49% 19% 27% 18% 36% 30% 42% 41% 33% 27% 18% 30% 19% 41% 34% 27% 28% 29% 25%

Huacho - Zapallal 220 kV LIMA LNX-01B 177 55% 51% 32% 45% 47% 61% 39% 50% 61% 32% 45% 43% 71% 50% 45% 32% 44% 42% 55%

Huacho - Nhuaral 220 kV NORTE LNX-083 176.4 38% 58% 43% 53% 40% 70% 46% 34% 68% 43% 53% 39% 80% 34% 53% 43% 53% 41% 64%

NHuaral - Zapallal 220 kV NORTE LNX-082 176.4 58% 38% 38% 33% 53% 45% 43% 54% 47% 38% 33% 49% 55% 54% 47% 38% 41% 49% 43%

Zapallal - Ventanilla 220 kV LIMA LNE-011 264.6 44% 33% 32% 33% 57% 65% 43% 44% 45% 32% 36% 42% 76% 36% 56% 32% 32% 47% 87%

Zapallal - Ventanilla 220 kV LIMA LNE-087 264.6 41% 30% 30% 31% 53% 60% 40% 41% 42% 30% 34% 39% 70% 33% 52% 30% 30% 44% 81%

Ventanilla - Chavarria 220 kV LIMA LNE-012 185.2 76% 89% 87% 92% 92% 107% 79% 81% 87% 87% 87% 94% 103% 83% 95% 87% 96% 99% 112%



Ventanilla - Chavarria 220 kV LIMA LNE-14B 185.2 73% 86% 83% 89% 89% 103% 76% 78% 84% 83% 84% 91% 99% 80% 91% 83% 92% 95% 107%

Chavarria - Santa Rosa 220 kV LIMA LNE-015 149 97% 64% 55% 57% 92% 59% 65% 98% 65% 55% 60% 92% 59% 63% 61% 55% 63% 61% 58%

Chavarria - Santa Rosa 220 kV LIMA LNE-016 149 97% 64% 55% 57% 92% 59% 65% 98% 65% 55% 60% 92% 59% 63% 61% 55% 63% 61% 58%

San Juan - Chilca 220 kV LIMA LNX-003 343 117% 115% 115% 114% 125% 121% 113% 116% 113% 115% 113% 123% 121% 116% 115% 115% 114% 124% 124%




Santa Rosa - San Juan 220 kV LIMA LNE-017 149.4 143% 166% 161% 166% 146% 168% 177% 144% 169% 161% 170% 145% 172% 169% 160% 161% 162% 170% 163%

Santa Rosa - Industriales 220 kV LIMA LNX-017 223.9 71% 89% 84% 88% 81% 99% 87% 72% 87% 84% 90% 82% 97% 92% 92% 84% 93% 104% 102%

Industriales - San Juan 220 kV LIMA LNX-019 223.9 119% 135% 123% 132% 110% 126% 142% 118% 138% 123% 137% 110% 126% 125% 122% 123% 125% 118% 111%

La Planicie - Industriales 220 kV LIMA LNX-039 392 19% 17% 20% 21% 31% 29% 16% 19% 17% 20% 17% 29% 30% 20% 25% 20% 20% 32% 37%

La Planicie - Industriales 220 kV LIMA LNX-b39 392 19% 17% 20% 21% 31% 29% 16% 19% 17% 20% 17% 29% 30% 20% 25% 20% 20% 32% 37%

Carapongo - Santa Rosa 220 kV LIMA LNX-075 333 36% 44% 34% 42% 48% 55% 40% 33% 49% 34% 42% 44% 61% 36% 47% 34% 41% 47% 58%

Carapongo - Santa Rosa 220 kV LIMA LNX-076 333 36% 44% 34% 42% 48% 55% 40% 33% 49% 34% 42% 44% 61% 36% 47% 34% 41% 47% 58%

Carapongo - Chavarria 220 kV LIMA LNE-032 333 43% 42% 38% 40% 52% 51% 43% 38% 49% 38% 41% 49% 58% 39% 43% 38% 38% 49% 53%

Carapongo - Chavarria 220 kV LIMA LNE-b33 333 43% 42% 38% 40% 52% 51% 43% 38% 49% 38% 41% 49% 58% 39% 43% 38% 38% 49% 53%

Chilca - Carapongo 500 kV LIMA LNX-077 1372 40% 25% 25% 23% 42% 24% 26% 32% 21% 25% 21% 34% 23% 30% 29% 25% 24% 33% 33%

Carapongo - Carabayllo 500 kV LIMA LNX-079 1372 53% 43% 35% 38% 50% 39% 36% 48% 50% 35% 38% 46% 48% 42% 40% 35% 35% 40% 37%

Chilca - Planicie 500 kV LIMA LNX-106 1372 46% 33% 30% 29% 50% 35% 30% 39% 30% 30% 28% 44% 35% 37% 36% 30% 31% 42% 39%

Planicie - Carabayllo 500 kV LIMA LNX-107 1372 38% 23% 20% 23% 36% 22% 27% 33% 26% 20% 23% 31% 23% 29% 29% 20% 24% 27% 27%

Carapongo 500/220 kV LIMA TNE-038 588 35% 34% 40% 38% 55% 52% 33% 36% 35% 40% 33% 52% 57% 36% 44% 40% 39% 59% 64%

Planicie 500/220 kV LIMA TNE-040 588 25% 23% 26% 28% 41% 38% 22% 25% 22% 26% 23% 39% 40% 26% 33% 26% 27% 42% 49%

60% T 60% H 60% T 60% H

Área Lima

Metropolitana

60% H



27/02/2015

Final


Figura 3.15 HDN y MFI de la L.T. Santa Rosa – San Juan 220 kV, año 2022.

Figura 3.16 HDN y MFI de la L.T. San Juan - Chilca 220 kV, año 2022.

Figura 3.17 HDN y MFI de la L.T. Industrial – San Juan 220 kV, año 2022.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 2000 4000 6000 8000 10000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Santa Rosa - San Juan 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

San Juan - Chilca 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 2000 4000 6000 8000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Industriales - San Juan 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.18 HDN y MFI de la L.T. Industrial – San Juan 220 kV, año 2022.

Área Puno

Tabla 3.35 Área Puno, niveles de carga al año 2022.

Para esta área no se presentan sobrecargas debido a la inclusión de nuevas líneas del plan

vinculante.

Área Macchupicchu

Tabla 3.36 Área Macchupicchu, niveles de carga al año 2022.

0

5

10

15

20

25

0 500 1000 1500 2000 2500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Ventanilla - Chavarria 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Moquegua - Puno 220 kV SURESTE LSE-037 146.8 79% 65% 47% 43% 54% 47% 30% 74% 77% 47% 46% 51% 56% 79% 63% 47% 38% 54% 38%

Juliaca - Puno 138 kV SURESTE LSE-17B 78.4 20% 29% 18% 19% 15% 24% 18% 21% 23% 18% 18% 16% 19% 21% 28% 18% 24% 16% 23%

Juliaca - Puno 220 kV SURESTE PPT-098 441 7% 12% 9% 7% 10% 9% 5% 6% 8% 9% 8% 10% 10% 6% 11% 9% 10% 10% 8%

Azangaro - Juliaca 138 kV SURESTE LSE-016 88.2 48% 59% 43% 45% 40% 51% 45% 50% 52% 43% 44% 42% 44% 49% 58% 43% 51% 42% 50%

Azangaro - Juliaca 220 kV SURESTE PPT-096 441 10% 18% 9% 9% 6% 14% 7% 11% 13% 9% 9% 7% 9% 11% 18% 9% 14% 7% 14%

Tintaya - Ayaviri 138 kV SURESTE LSE-014 88.2 28% 31% 22% 23% 27% 23% 32% 27% 30% 22% 23% 26% 23% 25% 28% 22% 20% 25% 20%

Ayaviri - Azangaro 138 kV SURESTE LSE-015 88.2 27% 21% 27% 28% 33% 24% 37% 25% 23% 27% 29% 32% 29% 24% 19% 27% 24% 31% 25%

Tintaya - Azangaro 220 kV SURESTE PPT-097 441 11% 15% 10% 11% 13% 10% 14% 11% 13% 10% 11% 13% 11% 10% 15% 10% 10% 12% 9%

Puno 220/138 kV SURESTE TSE-004 117.6 47% 44% 37% 37% 40% 39% 31% 45% 44% 37% 38% 40% 38% 46% 44% 37% 38% 38% 35%

Tintaya 220/138 kV SURESTE TSE-030 122.5 31% 23% 35% 34% 35% 22% 38% 32% 32% 35% 35% 35% 35% 32% 20% 35% 22% 34% 22%

Abancay 220/138 kV SURESTE TSE-031 117.6 58% 57% 48% 50% 47% 47% 41% 57% 62% 48% 49% 47% 52% 58% 58% 48% 45% 46% 46%

Juliaca 220/138 kV SURESTE TSE-034 117.6 40% 36% 28% 30% 31% 32% 23% 37% 37% 28% 29% 31% 31% 38% 36% 28% 30% 29% 28%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área Puno



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Callalli - Tintaya 138 kV SURESTE LSE-008 107.8 22% 12% 19% 19% 19% 17% 13% 21% 22% 19% 18% 19% 19% 22% 13% 19% 17% 18% 13%

Azangaro - San Gaban 138 kV SURESTE LSE-039 150 39% 39% 39% 39% 39% 39% 49% 39% 39% 39% 39% 39% 39% 39% 39% 39% 39% 39% 39%

Azangaro - San Rafael 138 kV SURESTE LSE-040 150 30% 30% 30% 30% 30% 30% 39% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30%

San Rafael - San Gaban 138 kV SURESTE LSE-041 150 44% 44% 44% 44% 44% 44% 54% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44% 44%

Tintaya - Combapata 138 kV SURESTE LSE-009 88.2 31% 34% 34% 33% 30% 31% 36% 32% 34% 34% 34% 31% 32% 32% 32% 34% 32% 31% 31%

Combapata - Quencoro 138 kV SURESTE LSE-010 88.2 35% 37% 37% 35% 33% 36% 40% 36% 37% 37% 36% 35% 36% 35% 35% 37% 36% 34% 34%

Quencoro - Dolorespata 138 kV SURESTE LSE-011 70.6 29% 34% 40% 36% 32% 28% 32% 34% 36% 40% 40% 32% 37% 34% 39% 40% 32% 36% 31%

Machupicchu - Suriray 138 kV SURESTE LSE-045 245 29% 32% 31% 31% 31% 34% 34% 29% 29% 31% 31% 31% 31% 30% 33% 31% 35% 32% 35%

Machupicchu - Quencoro 138 kV SURESTE LSE-034 73.5 88% 88% 88% 86% 84% 85% 81% 89% 90% 88% 88% 85% 86% 89% 86% 88% 84% 86% 84%

Machupicchu - Cachimayo 138 kV SURESTE LSE-035 91.4 82% 81% 79% 79% 77% 77% 75% 82% 83% 79% 79% 78% 79% 82% 80% 79% 77% 78% 77%

Dolorespata - Cachimayo 138 kV SURESTE LSE-012 91.4 72% 73% 69% 70% 66% 70% 61% 73% 75% 69% 69% 68% 69% 72% 69% 69% 65% 65% 61%

Suriray - Abancay 220 kV SURESTE LSE-046 245 42% 46% 43% 41% 44% 48% 45% 41% 39% 43% 41% 43% 41% 41% 47% 43% 49% 43% 49%

Abancay - Cotaruse 220 kV SURESTE LSE-047 245 25% 29% 29% 26% 30% 34% 33% 24% 21% 29% 25% 28% 26% 24% 30% 29% 36% 28% 35%

Suriray - Cotaruse 220 kV SURESTE LSE-048 245 30% 34% 33% 31% 34% 38% 37% 29% 27% 33% 30% 32% 30% 29% 34% 33% 39% 33% 38%

Suriray - Quencoro 220 kV SURESTE LSE-049 441 49% 49% 51% 49% 48% 45% 44% 51% 52% 51% 51% 48% 50% 51% 48% 51% 47% 49% 46%

Quencoro - Onocora 220 kV SURESTE LSE-050 441 23% 23% 27% 25% 22% 19% 30% 26% 27% 27% 27% 23% 25% 26% 22% 27% 21% 25% 19%

Onocora - Tintaya 220 kV SURESTE LSE-051 441 25% 41% 25% 25% 24% 40% 27% 25% 26% 25% 25% 24% 25% 25% 40% 25% 40% 24% 39%

Onocora - Tintaya 220 kV SURESTE LSE-b51 441 25% 41% 25% 25% 24% 40% 27% 25% 26% 25% 25% 24% 25% 25% 40% 25% 40% 24% 39%

Tintaya - Socabaya 220 kV SURESTE LSE-044 196 53% 37% 41% 42% 45% 32% 32% 47% 57% 41% 38% 40% 48% 47% 46% 41% 32% 40% 38%

Tintaya - Socabaya 220 kV SURESTE LSE-b44 196 53% 37% 41% 42% 45% 32% 32% 47% 57% 41% 38% 40% 48% 47% 46% 41% 32% 40% 38%

Azangaro 220/138 kV SURESTE TSE-033 117.6 35% 35% 38% 37% 38% 36% 52% 36% 36% 38% 38% 38% 38% 36% 35% 38% 37% 37% 37%

Suriray 220/138 kV SURESTE TNE-021 225 32% 35% 34% 34% 34% 38% 37% 32% 31% 34% 34% 34% 34% 32% 36% 34% 38% 34% 38%

Quencoro 220/138 kV SURESTE TSE-032 150 25% 24% 31% 29% 27% 25% 23% 26% 27% 31% 30% 28% 29% 27% 22% 31% 26% 29% 24%

Tintaya 220/138 kV SURESTE TSE-030 122.5 31% 23% 35% 34% 35% 22% 38% 32% 32% 35% 35% 35% 35% 32% 20% 35% 22% 34% 22%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área

Macchupicchu



27/02/2015

Final


En esta área no se presentan sobrecargas relevantes.

Área Surmedio

Tabla 3.37 Área Surmedio, niveles de carga al año 2022.

En esta área se presentan sobrecargas para escenarios de demanda 2 y 3 en líneas de 220

que desde Chilca hacia Marcona, las cuales son:

L.T. Chilca REP - Cantera 220 kV con 1852 horas de congestión y 16.5 GWh de MFI

como máximo, ver Figura 3.19.

L.T. Cantera - Independencia 220 kV con 346,5 horas de congestión y 0,94 GWh


L.T. Chilca REP - Desierto 220 kV con 6496,5 horas de congestión y 124,76 GWh


L.T. Desierto 220 kV Nueva - Chincha con 2907 horas de congestión y 30,6 GWh


Figura 3.19 HDN y MFI de la L.T. Chilca REP - Cantera 220 kV, año 2022.



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Chilca REP - Cantera 220 kV SURMEDIO LNX-005 149.0 114% 112% 114% 114% 89% 98% 90% 106% 117% 114% 116% 90% 99% 105% 111% 114% 111% 90% 100%

Cantera - Independencia 220 kV SURMEDIO LNX-007 149.0 103% 101% 102% 103% 75% 83% 81% 93% 105% 102% 105% 75% 84% 94% 100% 102% 100% 76% 85%

Chilca REP - Desierto 220 kV SURMEDIO LNX-013 149.4 135% 134% 133% 136% 110% 120% 110% 126% 136% 133% 138% 110% 119% 127% 131% 133% 133% 113% 120%

Desierto - Nueva Chincha 220 kV SURMEDIO LNX-084 149.4 117% 116% 116% 118% 95% 101% 92% 112% 118% 116% 119% 95% 102% 111% 113% 116% 114% 95% 103%

Nueva Chincha - Independencia 220 kV SURMEDIO LNX-098 149.4 41% 47% 48% 45% 48% 40% 32% 40% 51% 48% 43% 47% 37% 39% 46% 48% 42% 41% 43%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área Surmedio

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 500 1000 1500 2000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chilca REP - Cantera 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.20 HDN y MFI de la L.T. Cantera - Independencia 220 kV, año 2022.

Figura 3.21 HDN y MFI de la L.T. Chilca REP - Desierto 220 kV, año 2022.


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 100 200 300 400

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Cantera - Independencia 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 2000 4000 6000 8000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chilca REP - Desierto 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

5

10

15

20

25

30

35

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Desierto - Nueva Chincha 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Área Moquegua – Tacna

Tabla 3.38 Área Moquegua - Tacna, niveles de carga al año 2022.

En esta área se presentan sobrecargas para escenarios de demanda 2 y en la L.T.

Toquepala – Ilo 3 138 kV con 2628 horas de congestión y 43 GWh como máximo, ver Figura

3.23.

Figura 3.23 HDN y MFI de la L.T. Toquepala – Ilo3 138 kV, año 2022.



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Moquegua - Tacna 220 SUROESTE LSE-038 147 21% 21% 18% 18% 18% 18% 14% 21% 22% 18% 18% 18% 18% 21% 21% 18% 18% 17% 18%

Moquegua - Tacna 220 SUROESTE LSE-B38 147 21% 21% 18% 18% 18% 18% 14% 21% 22% 18% 18% 18% 18% 21% 21% 18% 18% 17% 18%

Moquegua 220/138 SUROESTE TSE-002 588 49% 49% 49% 49% 49% 49% 28% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49%

Moquegua - Toquepala 138 SUROESTE LSE-029 98 66% 66% 65% 65% 65% 65% 32% 66% 66% 65% 65% 65% 65% 66% 66% 65% 65% 65% 65%

Toquepala - Ilo 3 SUROESTE LSE-018 59 101% 136% 135% 101% 100% 101% 37% 101% 101% 135% 101% 101% 101% 101% 101% 135% 101% 101% 101%

C. Ilo - SPCC 138 SUROESTE LSE-019 59 69% 61% 66% 71% 71% 71% 58% 64% 68% 66% 71% 71% 71% 61% 70% 66% 71% 62% 69%

Moquegua - SPCC 138 SUROESTE LSE-023 127 30% 43% 43% 30% 29% 30% 21% 30% 30% 43% 30% 30% 30% 30% 30% 43% 30% 30% 30%

Moquegua - Botiflaca 138 SUROESTE LSE-28A 192 37% 37% 37% 37% 37% 37% 19% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37%

Moquegua - Botiflaca 138 SUROESTE LSE-28B 157 46% 45% 45% 45% 46% 45% 23% 45% 45% 45% 45% 45% 45% 45% 45% 45% 45% 45% 45%

Toquepala - Botiflaca 138 SUROESTE LSE-030 59 24% 24% 22% 23% 23% 23% 12% 24% 24% 22% 23% 23% 23% 22% 24% 22% 23% 22% 23%

Toquepala Etesur - Aricota 138 SUROESTE LSE-020 69 37% 37% 39% 40% 40% 40% 35% 37% 37% 39% 40% 40% 40% 37% 37% 39% 40% 39% 40%

Aricota 138/66 SUROESTE TSE-001 29 85% 85% 92% 92% 92% 92% 82% 85% 85% 92% 92% 92% 92% 85% 85% 92% 92% 92% 92%

Aricota - Tomasiri 66 SUROESTE LSE-021 25 33% 36% 29% 28% 26% 28% 36% 36% 35% 29% 28% 28% 26% 36% 35% 29% 28% 29% 28%

Tomasiri - Tacna 66 SUROESTE LSE-022 25 23% 26% 25% 25% 27% 25% 28% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25%

Tacna 220/66 SUROESTE TSE-005 98 64% 64% 53% 52% 52% 53% 43% 63% 67% 53% 53% 52% 52% 63% 64% 53% 55% 51% 53%

Área

Moquegua -

Tacna

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Toquepala - Ilo 3 138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.24 Sobrecarga promedios del 2022.



27/02/2015

Final


3.2.1.2 Año 2026

En la Figura 3.25 se muestran el promedio de las máximas sobrecargas de las líneas

agrupadas por área y para cada nudo de generación-demanda, donde se observan

sobrecargas en Lima y el Norte.



27/02/2015

Final


Figura 3.25 Niveles de sobrecarga promedio en sub-zonas del SEIN, año 2026.

NORTE

NORTEMEDIO

CENTRO

LIMA

CHILCA

SURMEDIO

SUROESTE

SURESTE

ORIENTE

Sin

Pri

ori

zaci

ón

de

Gen

Pri

ori

zaci

ón

Gen

Ce

ntr

o

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ori

zaci

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rte

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Gen

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Gen

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zaci

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Gen

Pri

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ori

zaci

ón

de

Gen

Sin

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ori

zaci

ón

de

Gen

Sin

Pri

ori

zaci

ón

de

Gen

Sin CCHH Grandes GrandesCCHH

delNorte


delOriente

GrandesCCHH

delNorte

Sin CCHH Grandes Sin CCHH Grandes GrandesCCHH

delOriente

GrandesCCHH

delNorte


delNorte


delOriente

GrandesCCHH

delNorte

SinCCHH

Grandes

Term Hidro Term Hidro Term Hidro Term

Dem 1 Dem 2 Dem 3 Dem 4

Niveles de Carga Año 2026

80%-100% 100%-120% 120%-140% 140%-160% 160%-180% 180%-200%



27/02/2015

Final


A continuación se muestra el detalle de las sobrecargas por área, identificando las líneas que

presentan problemas de sobrecarga y sus posibles causas.

También se detalla el análisis de HDN (Horas de congestión de operación no económica) y

MFI (MWh de flujos interrumpidos) para las líneas que presentan sobrecargas para el año

2026.

Área Norte

Tabla 3.39 Área Norte, sobrecargas al año 2026.

L.T. Niña – Piura 220 kV

Se observa que esta línea no presenta sobrecargas, pero como en el caso del 2022 se

resalta que se está incluyendo la línea La Niña – Piura 500 kV, el cual forma parte de la

interconexión Perú – Ecuador (Plan Vinculante del PT 2013-2022). En caso de que esta línea

no estuviera, se presentarían sobrecargas del orden de 70% para futuros 1 (de alto

crecimiento en el Norte y Sur).

L.T. Chiclayo - Reque 220 kV

Se observan sobrecargas del orden del 100 % para algunos casos, debido a la presencia de

Centrales Térmicas en Reque. En la Figura 3.26 se muestran los valores de HDN y MFI para

la L.T. Chiclayo - Reque 220 kV los cuales tienen valores máximos de 4945 horas de

congestión y 522 GWh de MFI.



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

Área Línea de Transmisión Zona Codigo MW 1ASE 1ANE 1BSE 1BNE 1BOE 2ASE 2BSE 2BNE 2BOE 3ASE 3ANE 3BSE 3BNE 3BOE 4ASE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE

Zorritos - Talara 220 kV NORTE LNE-091 111.7 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 27% 28% 28% 27% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28% 28%

Talara - Piura 220 kV NORTE LNE-001 176.4 34% 34% 71% 70% 34% 32% 32% 77% 32% 32% 56% 32% 73% 32% 62% 34% 71% 32% 61% 32% 61% 34% 34% 32% 61% 32% 73%

Talara - Piura 220 kV NORTE LNE-108 176.4 34% 34% 70% 69% 34% 31% 31% 76% 31% 31% 55% 31% 72% 31% 61% 34% 70% 31% 60% 31% 60% 34% 34% 31% 60% 31% 72%

Piura - La Niña 220 kV NORTE LNE-106 176.4 33% 32% 58% 57% 57% 38% 40% 41% 42% 17% 27% 41% 40% 41% 32% 55% 57% 39% 40% 15% 40% 33% 58% 39% 40% 16% 40%

La Niña - Chiclayo 220 kV NORTE LNE-107 176.4 57% 65% 37% 40% 17% 20% 22% 27% 22% 47% 66% 22% 31% 17% 37% 30% 23% 19% 27% 55% 26% 60% 25% 16% 29% 50% 29%

Piura - La Niña 220 kV NORTE LNE-110 176.4 33% 32% 58% 57% 57% 38% 40% 41% 42% 17% 27% 41% 40% 41% 32% 55% 57% 39% 40% 15% 40% 33% 58% 39% 40% 16% 40%

La Niña - FELAM 220 kV NORTE LNEb110 176.4 80% 88% 59% 63% 39% 42% 39% 43% 35% 70% 85% 39% 53% 27% 49% 52% 48% 37% 49% 77% 49% 83% 47% 39% 47% 73% 51%

FELAM - Chiclayo 220 kV NORTE LNEc110 176.4 42% 51% 30% 29% 26% 27% 37% 42% 35% 33% 51% 37% 36% 33% 29% 20% 30% 33% 38% 40% 37% 45% 29% 32% 44% 35% 37%

Chiclayo - Guadalupe 220 kV NORTE LNE-111 176.4 37% 41% 51% 50% 54% 38% 32% 26% 32% 18% 18% 31% 30% 32% 29% 57% 51% 32% 30% 22% 30% 37% 51% 33% 29% 17% 29%

Chiclayo - Reque 220 kV NORTE LN-004A 176.4 77% 82% 210% 101% 104% 75% 63% 177% 64% 37% 36% 62% 61% 66% 172% 113% 214% 64% 180% 45% 177% 74% 102% 67% 180% 35% 175%

Reque220 - Guadalupe 220 kV NORTE LN-004B 176.4 77% 82% 102% 101% 107% 75% 63% 83% 64% 37% 36% 62% 61% 66% 57% 113% 102% 64% 60% 45% 59% 74% 102% 67% 64% 35% 59%

Chiclayo - Carhuaquero 220 kV NORTE LNE-003 245 60% 60% 66% 50% 40% 34% 42% 43% 42% 27% 28% 43% 42% 34% 43% 42% 76% 33% 42% 23% 42% 62% 41% 30% 41% 27% 43%

Trujillo - Guadalupe 220 kV NORTE LNE-005 176.4 59% 61% 77% 78% 84% 54% 46% 50% 49% 27% 26% 46% 45% 49% 38% 86% 77% 48% 42% 32% 42% 58% 78% 49% 40% 26% 41%

Trujillo - Guadalupe 220 kV NORTE LNE-112 176.4 59% 61% 77% 78% 84% 55% 46% 50% 49% 26% 26% 46% 45% 49% 38% 86% 77% 48% 41% 32% 40% 58% 78% 49% 43% 26% 41%

La Niña - Piura 500 kV NORTE LNX-112 1372 9% 13% 30% 30% 30% 21% 20% 17% 21% 17% 24% 21% 20% 21% 16% 30% 30% 20% 20% 18% 20% 13% 30% 20% 20% 20% 20%

Piura 500/220 kV NORTE TNE-043 588 84% 84% 71% 70% 70% 48% 47% 41% 48% 61% 59% 48% 47% 49% 36% 71% 70% 47% 47% 62% 47% 84% 71% 47% 47% 61% 47%

Trujillo - La Niña 500 kV NORTE LNX-044 686 43% 46% 96% 95% 97% 69% 64% 54% 64% 12% 19% 64% 63% 67% 48% 100% 95% 65% 63% 14% 63% 43% 96% 66% 63% 11% 63%

Chimbote - Trujillo 500 kV NORTE LNX-041 980 83% 81% 65% 73% 94% 84% 50% 31% 62% 52% 46% 48% 41% 65% 44% 111% 69% 64% 45% 54% 39% 78% 74% 82% 33% 49% 36%

Carabayllo - Paramonga 500 kV NORTE LNX-040 980 39% 40% 76% 83% 115% 41% 57% 43% 62% 60% 45% 65% 53% 83% 45% 59% 74% 72% 44% 58% 54% 36% 84% 35% 40% 60% 73%

Paramonga - Chimbote 500 kV NORTE LNX-B40 980 34% 32% 85% 93% 118% 32% 66% 34% 76% 45% 38% 62% 55% 86% 50% 60% 89% 78% 57% 43% 53% 32% 94% 28% 42% 45% 50%

Chimbote 500/220 kV NORTE TNE-029 735 40% 42% 27% 30% 34% 36% 21% 15% 22% 34% 36% 24% 23% 27% 16% 39% 24% 26% 20% 34% 19% 43% 30% 36% 21% 37% 19%

Trujillo 500/220 kV NORTE TNE-030 735 70% 71% 73% 71% 76% 54% 51% 42% 50% 48% 49% 52% 50% 53% 38% 74% 72% 50% 48% 50% 49% 71% 74% 52% 49% 48% 49%

La Niña 500/220 KV NORTE TNE-033 588 53% 53% 44% 44% 47% 33% 29% 23% 30% 37% 36% 29% 29% 31% 21% 48% 44% 29% 27% 40% 28% 52% 44% 30% 27% 37% 28%

Chimbote - Trujillo 220 kV NORTE LNE-006 149.0 74% 73% 74% 79% 87% 65% 56% 48% 60% 47% 43% 49% 49% 60% 49% 93% 78% 61% 55% 50% 49% 70% 74% 63% 47% 43% 45%

Chimbote - Trujillo 220 kV NORTE LNE-007 149.0 73% 72% 73% 78% 86% 64% 55% 47% 59% 47% 42% 49% 49% 59% 48% 91% 77% 61% 54% 49% 49% 69% 75% 62% 47% 43% 45%

Chimbote - Huallanca 138 kV NORTE LNE-082 155.3 39% 38% 46% 46% 43% 40% 47% 47% 47% 39% 38% 46% 46% 43% 47% 41% 46% 44% 47% 40% 46% 38% 46% 39% 44% 38% 46%



Kiman Ayllu 220/138 kV NORTE TNE-019 98 118% 123% 90% 88% 101% 133% 94% 91% 103% 133% 136% 101% 99% 117% 104% 110% 90% 112% 96% 130% 100% 126% 89% 130% 105% 140% 101%

Paramonga N - Chimbote 220 kV NORTE LNE-008 176.4 24% 16% 42% 41% 46% 14% 30% 24% 34% 15% 22% 22% 19% 26% 23% 39% 41% 26% 32% 13% 21% 13% 40% 12% 14% 23% 18%

Paramonga N - Chimbote 220 kV NORTE LNX-002 177.0 23% 16% 40% 39% 44% 13% 25% 23% 32% 15% 21% 21% 18% 25% 22% 38% 39% 25% 30% 13% 21% 13% 39% 12% 13% 22% 17%

Área Norte

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H



27/02/2015

Final


Figura 3.26 HDN y MFI de la L.T. Chiclayo - Reque 220 kV, año 2026.

Para la L.T. Reque - Guadalupe 220 kV se observan sobrecargas en escenarios puntuales,

donde se tienen como máximo 3872,5 horas de congestión y 36,4 GWh de MFI Figura 3.27.

Figura 3.27 HDN y MFI de la L.T. Reque - Guadalupe 220 kV, año 2026.

También se presentan sobrecargas en las siguientes líneas para algunos futuros de demanda

1:

L.T. Chimbote - Trujillo 500 kV con valores máximos de 2264 horas y 113 GWh de

MFI, Figura 3.28.

L.T. Carabayllo - Paramonga 500 kV con valores máximos de 2457 horas y 197 GWh

de MFI, Figura 3.29.

L.T. Paramonga - Chimbote 500 kV con valores máximos de 2976 horas de

congestión y 258 GWh de MFI, Figura 3.30.

Kiman Ayllu 220/138 kV con valores máximos de 5777 y 88 GWh de MFI Figura 3.31.

0

100

200

300

400

500

600

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chiclayo - Reque 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Reque220 - Guadalupe 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.28 HDN y MFI de la L.T. Chimbote - Trujillo 500 kV, año 2026.

Figura 3.29 HDN y MFI de la L.T. Carabayllo - Paramonga 500 kV, año 2026.

Figura 3.30 HDN y MFI de la L.T. Paramonga - Chimbote 500 kV, año 2026.

0

20

40

60

80

100

120

0 500 1000 1500 2000 2500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chimbote - Trujillo 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

50

100

150

200

250

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Carabayllo - Paramonga 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

50

100

150

200

250

300

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Paramonga - Chimbote 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.31 HDN y MFI del transformador Kiman Ayllu 220/130 kV, año 2026.

Área Cajamarca

Tabla 3.40 Área Cajamarca, sobrecargas al año 2026.

Para esta área no se observan sobrecargas relevantes debido a que se encuentran

implementadas nuevas líneas del Plan de Transmisión 2024. A excepción de pequeñas

sobrecargas de la L.T. Kiman Ayllu – Conococha 220 kV y la L.T. Kiman Ayllu – Shahuindo

220 kV (Shahuindo es una S.E. que secciona a la L.T. Cajamarca – Kiman Ayllu 220 kV).

Los valores máximos de HDN y MFI son:

L.T. Cajamarca – Cáclic 220 kV con 1010 horas de congestión y 18 GWh de MFI

Figura 3.32.

L.T. Cáclic – Moyobamba 220 kV con 755 horas de congestión y 9 GWh de MFI

Figura 3.33.

L.T. Tarapoto – Moyobamba 138 kV con 505 horas de congestión y 0,9 GWh de MFI

Figura 3.34.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Kiman Ayllu 220/138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Trujillo - Cajamarca 220 kV NORTE LNX-022 245 43% 44% 29% 34% 37% 35% 28% 23% 27% 38% 38% 26% 26% 32% 20% 41% 30% 32% 25% 38% 23% 44% 32% 36% 25% 39% 23%

Cajamarca - Carhuaquero 220 kV NORTE LNE-120 245 54% 54% 75% 78% 75% 20% 24% 51% 25% 30% 30% 25% 21% 19% 33% 76% 79% 18% 30% 25% 32% 53% 80% 16% 41% 30% 38%

Cajamarca - Caclic 220 kV NORTE LNE-115 215.6 113% 113% 85% 95% 113% 113% 95% 57% 95% 113% 113% 95% 90% 113% 111% 113% 85% 113% 85% 113% 82% 113% 95% 113% 82% 113% 82%

Caclic - Moyobamba 220 kV NORTE LNE-116 215.6 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 101% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 109% 107% 109% 109%

Tarapoto - Moyobamba 138 kV NORTE LNE-105 43 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 96% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 106% 105% 106% 106%

Cajamarca - Shahuindo 220 kV NORTE LNX-023 235.2 44% 43% 43% 47% 51% 38% 36% 35% 38% 32% 31% 31% 33% 39% 43% 53% 45% 41% 37% 34% 33% 41% 42% 38% 31% 30% 31%

Cajamarca - Shahuindo 220 kV NORTE LNX-024 235.2 44% 43% 43% 47% 51% 38% 36% 35% 38% 32% 31% 31% 33% 39% 43% 53% 45% 41% 37% 34% 33% 41% 42% 38% 31% 30% 31%

Shahuindo - Kiman Ayllu 220 kV NORTE LNX-b23 235.2 57% 56% 55% 59% 64% 51% 49% 47% 51% 45% 43% 43% 45% 52% 45% 65% 57% 54% 49% 47% 45% 54% 54% 50% 43% 42% 43%

Shahuindo - Kiman Ayllu 220 kV NORTE LNX-b24 235.2 57% 56% 55% 59% 64% 51% 49% 47% 51% 45% 43% 43% 45% 52% 45% 65% 57% 54% 49% 47% 45% 54% 54% 50% 43% 42% 43%

Kiman Ayllu - Conococha 220 kV NORTE LNX-025 176.4 37% 33% 50% 52% 55% 27% 36% 20% 39% 15% 18% 29% 30% 34% 23% 50% 49% 33% 35% 20% 28% 32% 51% 25% 18% 20% 25%

Kiman Ayllu - Conococha 220 kV NORTE LNX-026 176.4 37% 33% 50% 52% 55% 27% 36% 20% 39% 15% 18% 29% 30% 34% 23% 50% 49% 33% 35% 20% 28% 32% 51% 25% 18% 20% 25%

Conococha - Paramonga N 220 kV CENTRO LNX-033 186.7 35% 27% 32% 31% 38% 25% 37% 36% 35% 30% 32% 42% 44% 29% 36% 37% 32% 33% 33% 33% 41% 26% 40% 27% 40% 36% 47%

Tocache - Celendin 500 kV NORTE LNX-123 1372 31% 29% 77% 60% 57% 28% 46% 39% 41% 16% 14% 63% 54% 43% 25% 42% 68% 36% 45% 18% 54% 34% 77% 27% 51% 20% 61%

Celendin 500/220 kV NORTE TNE-047 588 76% 76% 78% 78% 85% 63% 62% 43% 60% 57% 57% 62% 59% 65% 43% 80% 80% 60% 55% 58% 57% 78% 83% 61% 55% 59% 58%

Celendin - Cajamarca 220 kV NORTE LNX-124 800 56% 56% 57% 57% 63% 46% 46% 32% 44% 42% 42% 46% 44% 48% 31% 58% 59% 44% 41% 42% 42% 57% 61% 45% 40% 43% 43%

Celendin - Trujillo 500kV NORTE LNX-125 1372 8% 10% 46% 33% 23% 5% 26% 24% 20% 13% 15% 40% 33% 17% 11% 11% 40% 14% 26% 13% 34% 11% 47% 6% 32% 15% 41%

Área

Cajamarca

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H



27/02/2015

Final


Figura 3.32 HDN y MFI de la L.T. Cajamarca – Cáclic 220 kV, año 2026.

Figura 3.33 HDN y MFI de la L.T. Cáclic – Moyobamba 220 kV, año 2026.

Figura 3.34 HDN y MFI de la L.T. Tarapoto – Moyobamba 138 kV, año 2026.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 200 400 600 800 1000 1200

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Cajamarca - Caclic 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 200 400 600 800

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Caclic - Moyobamba 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 100 200 300 400 500 600

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Tarapoto - Moyobamba 138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Área Ancash – Huánuco - Ucayali

Tabla 3.41 Área Ancash – Huánuco - Ucayali, sobrecargas al año 2026.

Para este año de 2024 ya no se presentan sobrecargas en la L.T. Huánuco – Tingo María

138 kV en comparación al año 2020, debido a la implementación de la nueva L.T. Tingo

María – Nueva Huánuco 220 kV, que es parte del Plan de Transmisión del 2026.

Por otro lado, se presentan sobrecargas en los siguientes transformadores:

Transformador Aguaytía 220/138 kV con 3170 horas de congestión y 33,5 GWh de

MFI, ver Figura 3.35.

Transformador Pucallpa 138/60 kV con 4165 horas de congestión y 51,6 GWh de

MFI, ver Figura 3.36.

Figura 3.35 HDN y MFI del transformador Aguaytía 220/138 kV, año 2026.


Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C-C Pes Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C

60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

Área Línea de Transmisión Zona Codigo LNormal 1ASE 1ANE 1BSE 1BNE 1BOE 2ASE 2BSE 2BNE 2BOE 3ASE 3ANE 3BSE 3BNE 3BOE 4ASE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE

Paragsha - Conococha 220 kV CENTRO LNX-027 176.4 32% 32% 45% 49% 42% 29% 40% 28% 40% 20% 23% 35% 37% 31% 27% 45% 47% 36% 37% 28% 35% 31% 47% 27% 27% 21% 33%

Vizcarra - Conococha 220 kV CENTRO LNX-032 245 18% 23% 36% 34% 32% 19% 27% 22% 20% 24% 21% 27% 28% 20% 24% 29% 37% 27% 26% 20% 27% 19% 33% 18% 20% 27% 25%

Paragsha - Vizcarra 220 kV CENTRO LNE-090 245 30% 29% 36% 40% 36% 31% 35% 26% 38% 23% 24% 35% 32% 29% 22% 41% 34% 33% 34% 29% 29% 31% 37% 27% 23% 25% 27%

Huanuco - T. Maria 138 kV CENTRO LNE-064 44.1 66% 61% 94% 85% 65% 38% 86% 95% 62% 61% 57% 82% 78% 62% 69% 69% 90% 62% 91% 59% 87% 39% 86% 37% 69% 35% 89%

T.María - Aguaytía 220 kV CENTRO LNE-044 186.7 55% 60% 80% 60% 55% 55% 60% 85% 55% 76% 71% 76% 76% 76% 89% 55% 80% 59% 80% 76% 75% 55% 60% 55% 80% 76% 75%

Aguaytía 220/138 kV CENTRO TNE-016 117.6 88% 88% 88% 88% 88% 88% 88% 85% 88% 121% 121% 121% 121% 121% 64% 88% 88% 88% 88% 121% 121% 88% 88% 88% 88% 121% 121%

Aguaytía - Pucallpa 138 kV CENTRO LNE-138 78.4 63% 63% 63% 63% 63% 63% 63% 61% 63% 87% 87% 87% 87% 87% 45% 63% 63% 63% 63% 87% 87% 63% 63% 63% 63% 87% 87%

Aguaytía - Pucallpa 138 kV CENTRO LNE-094 78.4 63% 63% 63% 63% 63% 63% 63% 61% 63% 87% 87% 87% 87% 87% 45% 63% 63% 63% 63% 87% 87% 63% 63% 63% 63% 87% 87%

Pucallpa 138/60 kV CENTRO TNE-018 107.8 92% 92% 92% 92% 92% 92% 92% 88% 92% 127% 127% 127% 127% 127% 66% 92% 92% 92% 92% 127% 127% 92% 92% 92% 92% 127% 127%

Paragsha - Huanuco 138 kV CENTRO LNE-065 73.5 47% 48% 58% 47% 28% 37% 50% 54% 26% 53% 55% 60% 52% 39% 46% 44% 45% 46% 54% 51% 51% 35% 49% 39% 47% 42% 59%

Conococha - Paramonga N 220 kV CENTRO LNX-033 186.7 35% 27% 32% 31% 34% 24% 37% 36% 35% 30% 32% 42% 44% 29% 36% 37% 32% 33% 33% 33% 41% 26% 40% 27% 40% 36% 47%

Tingo Maria - Huanuco 220 kV CENTRO LNE-a45 250 43% 38% 64% 59% 42% 21% 46% 66% 42% 37% 34% 53% 52% 39% 47% 46% 63% 48% 61% 38% 60% 25% 59% 21% 45% 15% 60%

Huanuco - Vizcarra 220 kV CENTRO LNE-b45 250 38% 42% 45% 46% 43% 35% 42% 41% 37% 40% 41% 45% 45% 42% 30% 42% 46% 44% 43% 38% 45% 41% 46% 37% 45% 36% 46%

Huanuco - Yanango 500 kV CENTRO LNX-115 1372 29% 28% 34% 38% 51% 28% 29% 26% 40% 23% 19% 34% 28% 44% 18% 35% 38% 38% 26% 21% 29% 28% 40% 29% 21% 24% 29%

Huanuco - Huanuco 220 kV CENTRO TNE-045 588 61% 40% 62% 68% 62% 41% 68% 80% 71% 49% 49% 53% 55% 53% 65% 72% 65% 61% 71% 58% 59% 44% 60% 42% 38% 52% 52%

Huanuco 220/138 kV CENTRO TNE-046 98 39% 39% 34% 27% 37% 42% 30% 41% 35% 59% 57% 51% 48% 54% 30% 27% 36% 33% 36% 52% 49% 42% 36% 43% 47% 62% 51%

Chaglla - Huanuco 220 kV CENTRO LNX-119 800 34% 33% 38% 37% 34% 27% 37% 41% 34% 32% 31% 36% 36% 32% 35% 35% 39% 35% 39% 32% 38% 29% 37% 27% 33% 26% 38%

Huanuco - Paragsha 220 kV CENTRO LNX-120 800 9% 9% 10% 8% 5% 6% 9% 9% 7% 10% 11% 11% 9% 7% 7% 8% 7% 8% 9% 10% 9% 6% 8% 7% 8% 8% 11%

Chaglla - Tingo Maria 220 kV CENTRO LNX-121 250 69% 80% 60% 61% 77% 81% 60% 57% 72% 80% 84% 74% 66% 77% 75% 65% 60% 63% 59% 80% 65% 81% 69% 81% 80% 86% 65%

Huanuco - Tocache 500 kV CENTRO LNX-122 1372 31% 29% 36% 37% 47% 27% 25% 19% 34% 16% 14% 48% 29% 35% 25% 42% 36% 36% 24% 18% 29% 25% 36% 27% 29% 13% 46%

Huanuco - Paramonga 500 kV CENTRO LNX-116 1372 12% 11% 44% 30% 17% 11% 30% 30% 25% 13% 10% 45% 39% 18% 14% 13% 41% 18% 33% 15% 43% 12% 44% 11% 32% 14% 50%

Tingo Maria - Huanuco 220 kV CENTRO LNX-117 250 43% 38% 64% 59% 42% 20% 46% 66% 42% 37% 34% 53% 52% 39% 47% 46% 63% 48% 62% 38% 60% 25% 59% 20% 45% 15% 60%

Huanuco - Yungas (Vizcarra) 220 kV CENTRO LNX-134 250 40% 41% 47% 45% 42% 34% 41% 40% 36% 38% 40% 44% 44% 40% 29% 41% 45% 43% 42% 37% 43% 40% 45% 36% 44% 35% 45%

60% T 60% H

Área Ancash-

Huánuco-

Ucayali

60% T 60% H60% H

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Aguaytía 220/138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.36 HDN y MFI del transformador Pucallpa 138/60 kV, año 2026.

Área Sierra Costa - Centro

Tabla 3.42 Área Sierra Costa - Centro, sobrecargas al año 2026.

De la Tabla 3.42 solo se observan sobrecargas de hasta 22% en la L.T. Mantaro –

Huayucachi 220 kV, con valores máximos de 1102 horas de congestión y 15,65 GWh de MFI,

ver Figura 3.37.

0

10

20

30

40

50

60

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Pucallpa 138/60 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Huayucachi - Huanza 220 kV LIMA LNE-113 148.96 45% 48% 56% 56% 43% 51% 52% 42% 52% 54% 54% 62% 63% 50% 46% 48% 68% 55% 57% 56% 74% 51% 57% 51% 58% 62% 75%

Huanza - Zapallal 220 kV LIMA LNE-114 245 58% 58% 60% 63% 56% 59% 60% 53% 61% 63% 60% 65% 67% 61% 54% 58% 65% 61% 61% 63% 69% 61% 63% 61% 62% 67% 70%

Mantaro - Huancavelica 220 kV LIMA LNE-037 245 67% 65% 72% 69% 69% 67% 70% 63% 70% 67% 65% 72% 70% 70% 43% 66% 76% 66% 74% 68% 76% 68% 71% 67% 69% 68% 77%

Huancavelica - Independencia 220 kV LIMA LNE-038 245 56% 54% 61% 58% 57% 56% 59% 52% 59% 55% 53% 60% 58% 57% 40% 55% 65% 55% 63% 56% 64% 56% 60% 56% 58% 56% 66%

Mantaro - Huancavelica 220 kV LIMA LNE-036 245 67% 65% 72% 69% 69% 67% 70% 63% 70% 67% 65% 72% 70% 70% 43% 66% 76% 66% 74% 68% 76% 68% 71% 67% 69% 68% 77%

Huancavelica - Independencia 220 kV LIMA LNE-36B 245 56% 54% 61% 58% 57% 56% 59% 52% 59% 55% 53% 60% 58% 57% 40% 55% 65% 55% 63% 56% 64% 56% 60% 56% 58% 56% 66%

Mantaro - Huayucachi 220 KV LIMA LNE-041 158.22 83% 82% 92% 97% 89% 85% 90% 80% 95% 108% 107% 122% 115% 112% 70% 84% 99% 93% 90% 107% 116% 86% 100% 86% 97% 111% 118%

Mantaro - Pachachaca 220 KV LIMA LNE-039 148.96 66% 67% 68% 70% 72% 73% 68% 54% 72% 82% 78% 86% 80% 81% 57% 63% 70% 74% 62% 74% 80% 72% 74% 72% 74% 85% 82%

Mantaro - Pachachaca 220 KV LIMA LNE-040 148.96 66% 67% 68% 70% 72% 73% 68% 54% 72% 82% 78% 86% 80% 81% 57% 63% 70% 74% 62% 74% 80% 72% 74% 72% 74% 85% 82%

Mantaro - Pomacocha 220 kV LIMA LNE-034 148.96 70% 69% 71% 73% 76% 76% 71% 57% 76% 85% 81% 90% 84% 86% 59% 67% 74% 76% 65% 78% 84% 74% 77% 75% 77% 89% 85%

Mantaro - Pomacocha 220 kV LIMA LNE-035 148.96 70% 69% 71% 73% 76% 76% 71% 57% 76% 85% 81% 90% 84% 86% 59% 67% 74% 76% 65% 78% 84% 74% 77% 75% 77% 89% 85%

Pomacocha - San Juan 220 kV LIMA LNE-025 245 43% 35% 54% 49% 41% 36% 51% 46% 51% 54% 51% 69% 67% 58% 23% 46% 61% 37% 56% 63% 73% 40% 55% 39% 43% 56% 82%

Pomacocha - San Juan 220 KV LIMA LNE-026 245 43% 35% 54% 49% 41% 36% 51% 46% 51% 54% 51% 69% 67% 58% 23% 46% 61% 37% 56% 63% 73% 40% 55% 39% 43% 56% 82%

Pachachaca - Callahuanca 220 KV LIMA LNE-028 245 45% 35% 55% 52% 40% 36% 53% 47% 53% 49% 47% 70% 66% 54% 29% 48% 59% 37% 59% 61% 72% 40% 59% 40% 43% 53% 77%

Pachachaca - Callahuanca 220 KV LIMA LNE-029 245 45% 35% 55% 52% 40% 36% 53% 47% 53% 49% 47% 70% 67% 54% 29% 48% 59% 37% 59% 61% 72% 40% 59% 40% 43% 53% 77%

Pachachaca -Pomacocha 220 kV LIMA LNE-027 245 67% 43% 70% 65% 70% 44% 68% 65% 68% 54% 51% 77% 75% 79% 31% 65% 71% 43% 73% 76% 78% 45% 69% 45% 44% 54% 87%

Pachachaca - Oroya 220 kV LIMA LNE-043 245 74% 75% 69% 78% 89% 75% 67% 56% 77% 66% 67% 72% 70% 81% 56% 76% 65% 75% 63% 71% 65% 77% 76% 71% 65% 71% 54%

Oroya - Carhuamayo 220 kV CENTRO LNE-088 245 33% 30% 53% 43% 35% 31% 51% 58% 46% 45% 37% 61% 55% 31% 36% 42% 48% 30% 53% 51% 56% 33% 52% 32% 41% 40% 61%

Pomacocha - Carhuamayo 220 kV CENTRO LNE-109 176.4 46% 42% 73% 58% 54% 42% 70% 75% 65% 60% 49% 85% 76% 48% 43% 60% 68% 44% 74% 73% 78% 42% 72% 42% 49% 54% 85%

Carhuamayo - Paragsha 220 kV CENTRO LNE-089 147 38% 37% 46% 53% 47% 39% 45% 31% 55% 27% 27% 46% 41% 39% 26% 56% 48% 42% 43% 36% 37% 38% 56% 37% 30% 30% 35%

Carhuamayo - Paragsha 220 kV CENTRO LNX-028 147 40% 39% 49% 55% 49% 41% 47% 33% 58% 28% 28% 48% 42% 41% 28% 59% 50% 44% 45% 38% 39% 40% 58% 39% 32% 32% 36%

Carhuamayo - Paragsha 220 kV CENTRO LNX-029 147 40% 39% 49% 55% 49% 41% 47% 33% 58% 28% 28% 48% 42% 41% 28% 59% 50% 44% 45% 38% 39% 40% 58% 39% 32% 32% 36%

Mantaro - Nueva Yanango 500 kV CENTRO LNX-088 1372 41% 39% 39% 49% 66% 44% 38% 30% 67% 50% 45% 56% 52% 70% 19% 44% 62% 51% 48% 46% 62% 42% 53% 44% 34% 53% 59%

Nueva Yanango - Carapongo 500 kV CENTRO LNX-089 1372 28% 27% 41% 33% 28% 29% 34% 24% 42% 42% 37% 53% 48% 40% 18% 27% 56% 29% 49% 41% 65% 32% 42% 31% 38% 46% 70%

Huanuco 500 kV - NUeva Yanango 500 kV CENTRO LNX-115 1372 29% 28% 34% 38% 51% 31% 29% 26% 40% 23% 19% 34% 31% 44% 18% 35% 38% 38% 26% 21% 29% 28% 40% 29% 21% 24% 29%

Mantaro 500/220 kV CENTRO TNE-024 1200 39% 37% 43% 45% 40% 38% 43% 42% 47% 34% 35% 41% 42% 35% 47% 40% 39% 39% 35% 37% 37% 38% 43% 37% 42% 34% 36%

Huanuco 500/220 kV CENTRO TNE-045 588 61% 40% 62% 68% 62% 41% 68% 80% 71% 49% 49% 53% 55% 53% 65% 72% 65% 61% 71% 58% 59% 44% 60% 42% 38% 52% 52%

Nueva Yanango 500/220 kV CENTRO LNX-087 588 32% 28% 30% 34% 33% 28% 31% 34% 35% 23% 24% 26% 29% 29% 31% 34% 29% 29% 30% 29% 26% 27% 30% 27% 25% 22% 24%

Área Sierra

Costa - Centro

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H



27/02/2015

Final


Figura 3.37 HDN y MFI de la L.T. Mantaro - Huayucachi 220 kV, año 2026.

Área Centro - Sur

Tabla 3.43 Área Centro - Sur, sobrecargas al año 2026.

Se observan congestiones de 27% como máximo en algunas líneas de interconexión Centro

Sur en 500 kV.

A continuación se muestran los máximos valores de HDN y MFI para estas instalaciones:

L.T. Chilca - Marcona 500 kV con 4698,75 horas de congestión y 263,827 GWh de

MFI. Ver Figura 3.38.

L.T. Marcona – Ocoña 500 kV con 7623 horas de congestión y 1099 GWh de MFI. Ver

Figura 3.39.

L.T. Ocoña – San Jose 500 kV con 7623 horas de congestión y 1099 GWh de MFI.

Ver Figura 3.40.

L.T. Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV con 7383 horas de congestión y 359 GWh de

MFI. Ver Figura 3.41.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 200 400 600 800 1000 1200

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Mantaro - Huayucachi 220 KV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

Línea de Transmisión Zona Codigo MW 1ASE 1ANE 1BSE 1BNE 1BOE 2ASE 2BSE 2BNE 2BOE 3ASE 3ANE 3BSE 3BNE 3BOE 4ASE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE 1ASE 1BSE 2ASE 2BSE 3ASE 3BSE

Mantaro - Cotaruse 220 kV SUROESTE LNE-085 247.5 75% 68% 51% 48% 80% 61% 46% 77% 59% 53% 56% 38% 39% 68% 62% 73% 60% 59% 75% 61% 48% 59% 45% 60% 45% 49% 48%

Mantaro - Cotaruse 220 kV SUROESTE LNE-086 247.5 75% 68% 51% 48% 80% 61% 46% 77% 59% 53% 56% 38% 39% 68% 62% 73% 60% 59% 75% 61% 48% 59% 45% 60% 45% 49% 48%

Cotaruse - Socabaya 220 kV SUROESTE LNE-096 247.5 32% 20% 40% 39% 22% 34% 36% 37% 20% 45% 26% 35% 33% 17% 41% 31% 49% 36% 27% 39% 45% 30% 40% 35% 45% 46% 45%

Cotaruse - Socabaya 220 kV SUROESTE LNE-097 247.5 32% 20% 40% 39% 22% 34% 36% 37% 20% 45% 26% 35% 33% 17% 41% 31% 49% 36% 27% 39% 45% 30% 40% 35% 45% 46% 45%

Socabaya - Moquegua 220 kV SUROESTE LSE-026 147 79% 74% 79% 62% 47% 72% 62% 43% 37% 97% 80% 78% 54% 47% 23% 76% 83% 71% 33% 84% 78% 63% 79% 70% 82% 90% 79%

Socabaya - Moquegua 220 kV SUROESTE LSE-b26 147 79% 74% 79% 62% 47% 72% 62% 43% 37% 97% 80% 78% 54% 47% 23% 76% 83% 71% 33% 84% 78% 63% 79% 70% 82% 90% 79%

Chilca - Marcona 500 kV CHILCA LNX-42A 823 54% 50% 39% 70% 68% 65% 42% 95% 63% 103% 88% 107% 99% 54% 71% 59% 44% 79% 65% 85% 64% 66% 78% 67% 46% 115% 62%

Marcona - Ocoña 500 kV SURMEDIO LNX-43A 823 73% 73% 50% 64% 102% 83% 46% 81% 76% 120% 103% 95% 87% 82% 64% 67% 70% 84% 74% 87% 51% 79% 73% 83% 53% 127% 51%

Ocoña - San Jose 500 kV SURMEDIO LNX-43C 823 73% 73% 65% 68% 102% 83% 60% 96% 76% 120% 103% 84% 77% 82% 64% 67% 79% 84% 80% 87% 57% 79% 64% 83% 59% 127% 57%

San Jose - Montalvo 500 kV SUR LNX-43B 823 69% 60% 60% 51% 85% 50% 63% 49% 72% 45% 29% 63% 53% 67% 20% 49% 30% 61% 34% 65% 60% 38% 55% 58% 54% 38% 59%

Chilca 500/220 kV CHILCA TNE-022 600 20% 19% 18% 23% 20% 20% 20% 23% 20% 15% 11% 14% 14% 16% 27% 23% 22% 18% 19% 13% 12% 18% 17% 17% 17% 17% 24%

Marcona 500/220 kV SURMEDIO TNE-031 441 30% 28% 24% 29% 29% 31% 25% 11% 27% 44% 39% 41% 39% 38% 11% 34% 53% 32% 19% 39% 32% 31% 32% 31% 22% 46% 32%

Montalvo 500/220 kV SUR TNE-032 735 80% 80% 58% 64% 78% 68% 50% 48% 61% 70% 63% 46% 47% 61% 24% 82% 52% 68% 52% 66% 37% 77% 61% 68% 40% 67% 37%

Mantaro - Marcona 500 kV LIMA LNX-047 800 52% 47% 57% 51% 79% 41% 50% 73% 41% 56% 46% 50% 49% 70% 58% 50% 83% 50% 83% 47% 74% 41% 53% 41% 45% 62% 77%

Marcona - Nueva Socabaya 500 kV SURMEDIO LNX-069 700 58% 49% 44% 58% 92% 38% 47% 82% 62% 62% 50% 92% 82% 72% 57% 55% 42% 34% 52% 35% 55% 39% 69% 37% 49% 72% 53%

Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV SUROESTE LNX-081 700 76% 80% 67% 65% 44% 81% 60% 37% 39% 111% 90% 59% 58% 36% 24% 76% 70% 81% 62% 85% 60% 75% 67% 81% 63% 110% 59%

Nueva Socabaya 500/220 kV SUROESTE TNE-037 720 80% 76% 48% 62% 75% 65% 48% 49% 56% 72% 64% 43% 48% 60% 36% 78% 50% 64% 66% 71% 38% 68% 51% 65% 36% 66% 38%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H



27/02/2015

Final


Figura 3.38 HDN y MFI de la L.T. Chilca – Marcona 500 kV, año 2026.

Figura 3.39 HDN y MFI de la L.T. Marcona - Ocoña 500 kV, año 2026.

Figura 3.40 HDN y MFI de la L.T. Ocoña – San José 500 kV, año 2026.

0

50

100

150

200

250

300

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chilca - Marcona 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

200

400

600

800

1000

1200

0 2000 4000 6000 8000 10000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Marcona - Ocoña 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

200

400

600

800

1000

1200

0 2000 4000 6000 8000 10000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Ocoña - San Jose 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.41 HDN y MFI de la L.T. Nueva Socabaya – Montalvo 500 kV, año 2026.

Área Lima Metropolitana

Tabla 3.44 Área Lima Metropolitana, sobrecargas al año 2026.

Para el 2026 se presentan mayores sobrecargas en las líneas de Lima, con respecto al año

2022, debido al crecimiento de la demanda. Las líneas que presentan sobrecargas son:

Carapongo - Santa Rosa 220 kV, Carapongo – Chavarría 220 kV, Zapallal - Ventanilla 220

kV, Ventanilla – Chavarría 220 kV, San Juan - Chilca 220 kV y Nueva Lurín – Chilca 220 kV.

Además se presentan sobrecargas puntuales para la L.T. Nueva Huaral – Huacho 220 kV.

A continuación se muestran los máximos valores de HDN y MFI para las líneas de esta área:

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 2000 4000 6000 8000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Nueva Socabaya - Montalvo 500 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Paramonga N - Huacho 220 kV NORTE LNX-01A 177 23% 26% 28% 30% 43% 26% 26% 36% 24% 40% 26% 34% 35% 23% 24% 30% 32% 35% 21% 40% 31% 27% 30% 26% 18% 31% 39%

Paramonga N - Huacho 220 kV NORTE LNE-009 176.4 23% 26% 28% 30% 43% 26% 26% 36% 24% 41% 26% 34% 35% 23% 24% 30% 32% 35% 21% 40% 31% 27% 30% 26% 18% 32% 40%

Huacho - Zapallal 220 kV LIMA LNX-01B 177 53% 39% 77% 42% 55% 39% 56% 54% 48% 67% 51% 91% 61% 43% 38% 63% 75% 48% 82% 66% 90% 42% 54% 42% 47% 57% 98%

Huacho - Nhuaral 220 kV NORTE LNX-083 176.4 63% 48% 85% 52% 41% 52% 66% 68% 61% 82% 67% 102% 77% 62% 47% 74% 83% 43% 89% 83% 101% 53% 65% 54% 58% 73% 108%

NHuaral - Zapallal 220 kV NORTE LNX-082 176.4 37% 46% 59% 49% 61% 46% 40% 38% 41% 47% 37% 69% 42% 52% 37% 47% 58% 55% 63% 46% 68% 46% 50% 43% 41% 40% 75%

Zapallal - Ventanilla 220 kV LIMA LNE-011 264.6 71% 70% 75% 61% 79% 72% 70% 53% 70% 120% 111% 125% 113% 131% 28% 69% 95% 63% 91% 116% 127% 87% 84% 87% 84% 133% 143%

Zapallal - Ventanilla 220 kV LIMA LNE-087 264.6 66% 65% 70% 57% 73% 67% 65% 49% 65% 111% 104% 116% 105% 122% 26% 64% 88% 58% 84% 108% 118% 81% 78% 81% 78% 124% 133%

Ventanilla - Chavarria 220 kV LIMA LNE-012 185.2 97% 96% 97% 90% 99% 98% 96% 98% 94% 120% 123% 118% 115% 125% 90% 94% 97% 92% 111% 117% 121% 107% 104% 108% 109% 129% 130%



Ventanilla - Chavarria 220 kV LIMA LNE-14B 185.2 93% 92% 93% 86% 95% 94% 92% 94% 91% 115% 118% 114% 111% 120% 86% 90% 94% 88% 106% 113% 116% 102% 99% 104% 105% 124% 125%

Chavarria - Santa Rosa 220 kV LIMA LNE-015 149 76% 74% 80% 86% 80% 77% 79% 77% 80% 75% 71% 81% 78% 73% 56% 85% 89% 86% 58% 74% 72% 52% 70% 46% 52% 50% 56%

Chavarria - Santa Rosa 220 kV LIMA LNE-016 149 76% 74% 80% 86% 80% 77% 79% 77% 80% 75% 71% 81% 78% 73% 56% 85% 89% 86% 58% 74% 72% 52% 70% 46% 52% 50% 56%

San Juan - Chilca 220 kV LIMA LNX-003 343 123% 123% 122% 125% 114% 125% 123% 119% 123% 136% 136% 136% 136% 126% 115% 124% 123% 126% 121% 135% 133% 126% 125% 125% 125% 138% 134%




Santa Rosa - San Juan 220 kV LIMA LNE-017 149.4 110% 113% 123% 125% 117% 112% 121% 111% 129% 102% 106% 117% 113% 103% 163% 119% 142% 121% 136% 106% 109% 138% 143% 140% 139% 132% 122%

Santa Rosa - Industriales 220 kV LIMA LNX-017 223.9 83% 81% 80% 85% 87% 87% 78% 65% 83% 112% 104% 115% 109% 114% 97% 84% 76% 87% 95% 109% 101% 111% 113% 111% 100% 139% 127%

Industriales - San Juan 220 kV LIMA LNX-019 223.9 80% 75% 91% 98% 83% 78% 87% 87% 90% 50% 48% 61% 65% 65% 122% 92% 110% 84% 94% 56% 56% 83% 93% 83% 83% 56% 79%

La Planicie - Industriales 220 kV LIMA LNX-039 392 53% 52% 51% 50% 59% 56% 50% 41% 52% 83% 77% 81% 79% 87% 24% 49% 47% 51% 51% 79% 74% 60% 59% 60% 56% 88% 82%

La Planicie - Industriales 220 kV LIMA LNX-b39 392 53% 52% 51% 50% 59% 56% 50% 41% 52% 83% 77% 81% 79% 87% 24% 49% 47% 51% 51% 79% 74% 60% 59% 60% 56% 88% 82%

Carapongo - Santa Rosa 220 kV LIMA LNX-075 333 66% 61% 66% 66% 68% 65% 66% 55% 67% 91% 86% 94% 94% 96% 41% 63% 67% 62% 76% 92% 93% 76% 79% 76% 73% 103% 106%

Carapongo - Santa Rosa 220 kV LIMA LNX-076 333 66% 61% 66% 66% 68% 65% 66% 55% 67% 91% 86% 94% 94% 96% 41% 63% 67% 62% 76% 92% 93% 76% 79% 76% 73% 103% 106%

Carapongo - Chavarria 220 kV LIMA LNE-032 333 71% 64% 73% 73% 74% 70% 71% 58% 76% 94% 85% 99% 97% 98% 41% 70% 71% 70% 74% 95% 95% 74% 81% 74% 66% 98% 101%

Carapongo - Chavarria 220 kV LIMA LNE-b33 333 71% 64% 73% 73% 74% 70% 71% 58% 76% 94% 85% 99% 97% 98% 41% 70% 71% 70% 74% 95% 95% 74% 81% 74% 66% 98% 101%

Chilca - Carapongo 500 kV LIMA LNX-077 1372 47% 45% 44% 51% 36% 49% 43% 29% 45% 53% 49% 56% 55% 38% 28% 49% 39% 54% 32% 50% 44% 48% 53% 48% 41% 56% 40%

Carapongo - Carabayllo 500 kV LIMA LNX-079 1372 26% 25% 32% 39% 12% 27% 31% 16% 39% 24% 21% 34% 32% 12% 20% 32% 38% 38% 28% 23% 32% 27% 41% 26% 24% 25% 29%

Chilca - Planicie 500 kV LIMA LNX-106 1372 50% 49% 47% 57% 38% 52% 49% 35% 54% 61% 58% 66% 63% 44% 29% 52% 46% 58% 38% 57% 53% 52% 59% 52% 47% 64% 53%

Planicie - Carabayllo 500 kV LIMA LNX-107 1372 29% 28% 35% 38% 18% 31% 31% 17% 33% 25% 23% 35% 34% 21% 21% 34% 33% 39% 23% 25% 25% 29% 40% 28% 25% 28% 23%

Carapongo 500/220 kV LIMA TNE-038 588 50% 49% 47% 45% 58% 51% 46% 40% 49% 77% 72% 78% 74% 86% 26% 43% 45% 48% 50% 73% 70% 59% 59% 59% 53% 85% 79%

Carapongo 500/220 kV LIMA TNE-039 588 50% 49% 47% 45% 58% 51% 46% 40% 49% 77% 72% 78% 74% 86% 26% 43% 45% 48% 50% 73% 70% 59% 59% 59% 53% 85% 79%

Planicie 500/220 kV LIMA TNE-040 588 36% 35% 34% 33% 39% 37% 33% 27% 34% 55% 51% 54% 53% 58% 16% 33% 32% 34% 34% 53% 49% 40% 39% 40% 37% 59% 55%

Planicie 500/220 kV LIMA TNE-041 588 36% 35% 34% 33% 39% 37% 33% 27% 34% 55% 51% 54% 53% 58% 16% 33% 32% 34% 34% 53% 49% 40% 39% 40% 37% 59% 55%

Área Lima

Metropolitana

60% H 60% T 60% H60% T 60% H



27/02/2015

Final


L.T. Huacho – Nueva Huaral 220 kV: Sobrecargas de hasta 8% en futuros de

demanda 3 y futuros de generación con 60% hidráulico, con 2591,5 horas de

congestión y 25,64 GWh de MFI, ver Figura 3.42.

L.T. Zapallal - Ventanilla 220 kV: Sobrecargas de hasta 43% en futuros de demanda

3, con 4571 horas de congestión y 188,7 GWh de MFI, ver Figura 3.43.

L.T. Ventanilla - Chavarría 220 kV: Sobrecargas de hasta 30% en futuros de demanda

3, con 5904 horas de congestión y 140,6 GWh de MFI, ver Figura 3.44.

L.T. San Juan - Chilca 220 kV: Sobrecargas de hasta 39% en todos los escenarios,

con 8174,25 horas de congestión y 540,39 GWh de MFI, ver Figura 3.45

L.T. Santa Rosa - San Juan 220 kV: Sobrecargas de hasta 63% en todos los

escenarios, con 6730,3 horas de congestión y 203,1 GWh de MFI, ver Figura 3.46.

L.T: Santa Rosa – Industriales 220 kV: Sobrecargas de hasta 39% en futuros de

demanda 3, con 8130,5 horas de congestión y 293 GWh de MFI, ver Figura 3.47.

L.T. Industriales – San Juan 220 kV: Sobrecargas de hasta 22% en un escenario

puntual de futuro de demanda 4, con 1784 horas de congestión y 46,9 GWh de MFI,

ver Figura 3.48.

L.T. Carapongo - Santa Rosa 220 kV: Sobrecargas de hasta 6% en futuros de

demanda 3, con 500 horas de congestión y 7,79 GWh de MFI, ver Figura 3.49

L.T. Carapongo - Chavarría 220 kV: Sobrecargas de hasta 1% en futuros de demanda

3, con 125 horas de congestión y 0,2 GWh de MFI, ver Figura 3.50

Figura 3.42 HDN y MFI de la L.T. Huacho – Nueva Huaral 220 kV, año 2026.

0

5

10

15

20

25

30

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Huacho - Nhuaral 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.43 HDN y MFI de la L.T. Zapallal – Ventanilla 220 kV, año 2026.

Figura 3.44 HDN y MFI de la L.T. Ventanilla - Chavarría 220 kV, año 2026.

Figura 3.45 HDN y MFI de la L.T. San Juan – Chilca 220 kV, año 2026.

0

50

100

150

200

250

300

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Zapallal - Ventanilla 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Ventanilla - Chavarria 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

100

200

300

400

500

600

700

0 2000 4000 6000 8000 10000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

San Juan - Chilca 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.46 HDN y MFI de la L.T. San Rosa – San Juan 220 kV, año 2026.

Figura 3.47 HDN y MFI de la L.T. Santa Rosa – Industriales 220 kV, año 2026.

Figura 3.48 HDN y MFI de la L.T. Industriales – San Juan 220 kV, año 2026.

0

50

100

150

200

250

0 2000 4000 6000 8000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Santa Rosa - San Juan 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

50

100

150

200

250

300

350

0 2000 4000 6000 8000 10000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Santa Rosa - Industriales 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Industriales - San Juan 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.49 HDN y MFI de la L.T. Carapongo – Santa Rosa 220 kV, año 2026.

Figura 3.50 HDN y MFI de la L.T. Carapongo – Chavarría 220 kV, año 2026.

Área Puno

Tabla 3.45 Área Puno, sobrecargas al año 2026.

L.T. Moquegua - Puno 220 kV presenta una sobrecarga máxima del orden de 10%,

con 781,25 horas de congestión y 6,4 GWh de MFI, ver Figura 3.51.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 100 200 300 400 500 600

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Carapongo - Santa Rosa 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 20 40 60 80 100 120 140

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Carapongo - Chavarria 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Moquegua - Puno 220 kV SURESTE LSE-037 146.8 102% 106% 60% 75% 110% 73% 43% 53% 72% 92% 78% 73% 47% 78% 40% 106% 58% 73% 57% 81% 74% 96% 63% 73% 75% 75% 74%

Juliaca - Puno 138 kV SURESTE LSE-17B 78.4 16% 16% 43% 32% 18% 11% 28% 24% 20% 15% 12% 38% 27% 14% 21% 15% 44% 11% 22% 11% 40% 21% 43% 12% 42% 10% 40%

Juliaca - Puno 220 kV SURESTE PPT-098 441 13% 12% 28% 18% 12% 15% 15% 9% 11% 20% 16% 25% 15% 15% 7% 13% 28% 15% 9% 17% 25% 10% 28% 15% 25% 17% 24%

Azangaro - Juliaca 138 kV SURESTE LSE-016 88.2 47% 50% 81% 66% 50% 37% 58% 53% 47% 35% 40% 70% 56% 40% 52% 46% 82% 37% 51% 36% 72% 54% 80% 37% 76% 36% 72%

Azangaro - Juliaca 220 kV SURESTE PPT-096 441 8% 7% 33% 22% 8% 8% 18% 14% 9% 12% 9% 28% 17% 7% 9% 7% 33% 8% 13% 10% 30% 13% 32% 8% 31% 11% 30%

Tintaya - Ayaviri 138 kV SURESTE LSE-014 88.2 21% 20% 42% 40% 31% 27% 32% 26% 21% 30% 29% 30% 24% 26% 34% 20% 50% 27% 29% 28% 38% 28% 43% 27% 32% 29% 30%

Ayaviri - Azangaro 138 kV SURESTE LSE-015 88.2 28% 29% 30% 27% 27% 34% 21% 39% 27% 37% 37% 18% 22% 34% 40% 28% 35% 35% 23% 36% 26% 25% 28% 35% 20% 37% 20%

Tintaya - Azangaro 220 kV SURESTE PPT-097 441 11% 10% 29% 22% 13% 15% 17% 11% 9% 17% 16% 22% 15% 14% 15% 11% 31% 16% 12% 16% 27% 15% 28% 16% 27% 17% 25%

Puno 220/138 kV SURESTE TSE-004 117.6 65% 65% 57% 59% 66% 52% 48% 47% 53% 53% 52% 44% 46% 53% 37% 65% 55% 52% 51% 53% 41% 62% 57% 52% 40% 53% 40%

Tintaya 220/138 kV SURESTE TSE-030 122.5 31% 30% 58% 33% 29% 33% 28% 22% 22% 34% 34% 52% 28% 32% 36% 30% 59% 33% 21% 33% 51% 27% 58% 34% 51% 33% 51%

Abancay 220/138 kV SURESTE TSE-031 117.6 78% 76% 68% 72% 80% 58% 53% 57% 57% 56% 56% 47% 50% 59% 46% 78% 69% 57% 58% 58% 50% 72% 68% 57% 47% 57% 45%

Juliaca 220/138 kV SURESTE TSE-034 117.6 52% 51% 50% 50% 52% 39% 40% 35% 42% 40% 39% 36% 38% 39% 28% 51% 50% 41% 41% 40% 38% 50% 50% 41% 34% 40% 34%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área Puno



27/02/2015

Final


Figura 3.51 HDN y MFI de la L.T. Moquegua - Puno 220 kV, año 2026.

Área Macchupicchu

Tabla 3.46 Área Machupicchu, sobrecargas al año 2026.

En esta área se observan sobrecargas leves, de acuerdo al siguiente detalle:

L.T. Macchupicchu - Quencoro 138 kV: sobrecargas de hasta 4%, en futuros de

demanda optimista Norte – Sur, con 492 horas de congestión y 0,7 GWh de MFI. Ver

Figura 3.52.

L.T. Suriray - Abancay 220 kV: sobrecargas de hasta 2%, en el futuro de demanda

base, con 273,7 horas de congestión y 0,8 GWh de MFI. Ver Figura 3.53.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 200 400 600 800 1000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Moquegua - Puno 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Callalli - Tintaya 138 kV SURESTE LSE-008 107.8 27% 25% 47% 22% 27% 23% 26% 14% 14% 25% 21% 51% 27% 23% 14% 27% 47% 23% 14% 23% 51% 19% 47% 23% 53% 23% 51%

Azangaro - San Gaban 138 kV SURESTE LSE-039 150 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 42% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 50% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40% 40%

Azangaro - San Rafael 138 kV SURESTE LSE-040 150 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 33% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 40% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31% 31%

San Rafael - San Gaban 138 kV SURESTE LSE-041 150 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 50% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 56% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47%

Tintaya - Combapata 138 kV SURESTE LSE-009 88.2 20% 22% 42% 41% 24% 21% 45% 28% 24% 19% 22% 40% 41% 23% 31% 21% 46% 21% 27% 20% 44% 21% 41% 21% 43% 19% 43%

Combapata - Quencoro 138 kV SURESTE LSE-010 88.2 25% 26% 46% 45% 29% 25% 48% 32% 28% 23% 25% 43% 44% 27% 36% 26% 50% 26% 31% 25% 47% 25% 44% 25% 46% 23% 47%

Quencoro - Dolorespata 138 kV SURESTE LSE-011 70.6 63% 56% 98% 75% 64% 43% 53% 47% 55% 46% 37% 82% 57% 45% 28% 62% 94% 41% 51% 44% 78% 79% 100% 43% 76% 47% 78%

Machupicchu - Suriray 138 kV SURESTE LSE-045 245 27% 27% 28% 22% 26% 30% 26% 33% 33% 31% 30% 32% 26% 30% 32% 26% 28% 30% 33% 30% 32% 30% 28% 30% 32% 31% 32%

Machupicchu - Quencoro 138 kV SURESTE LSE-034 73.5 91% 91% 101% 102% 94% 85% 99% 86% 86% 83% 85% 94% 97% 87% 83% 91% 104% 85% 86% 84% 97% 88% 100% 85% 96% 84% 96%

Machupicchu - Cachimayo 138 kV SURESTE LSE-035 91.4 88% 88% 97% 97% 89% 81% 93% 80% 81% 80% 80% 89% 90% 81% 77% 88% 98% 81% 80% 80% 91% 85% 97% 81% 90% 80% 90%

Dolorespata - Cachimayo 138 kV SURESTE LSE-012 91.4 75% 75% 73% 76% 79% 66% 76% 62% 70% 63% 63% 64% 68% 67% 65% 76% 79% 66% 65% 65% 67% 67% 71% 67% 68% 63% 66%

Suriray - Abancay 220 kV SURESTE LSE-046 245 42% 41% 90% 84% 41% 45% 84% 50% 49% 45% 45% 94% 88% 44% 44% 42% 93% 45% 48% 43% 100% 48% 90% 45% 102% 45% 100%

Abancay - Cotaruse 220 kV SURESTE LSE-047 245 19% 19% 72% 63% 29% 28% 69% 37% 29% 28% 28% 81% 70% 26% 31% 18% 71% 28% 30% 27% 87% 24% 73% 28% 93% 29% 87%

Suriray - Cotaruse 220 kV SURESTE LSE-048 245 26% 25% 77% 68% 24% 33% 73% 39% 37% 33% 33% 83% 76% 32% 34% 26% 76% 33% 35% 32% 91% 31% 78% 33% 96% 33% 91%

Suriray - Quencoro 220 kV SURESTE LSE-049 441 48% 49% 58% 62% 50% 46% 61% 48% 44% 39% 45% 55% 57% 48% 46% 49% 58% 45% 47% 45% 57% 46% 58% 46% 55% 44% 57%

Quencoro - Onocora 220 kV SURESTE LSE-050 441 17% 18% 32% 31% 19% 14% 33% 18% 18% 9% 16% 34% 27% 16% 26% 18% 32% 16% 17% 16% 33% 21% 33% 17% 33% 13% 33%

Onocora - Tintaya 220 kV SURESTE LSE-051 441 21% 21% 80% 55% 22% 21% 53% 39% 35% 20% 21% 79% 55% 22% 26% 21% 80% 21% 38% 21% 82% 35% 80% 21% 85% 20% 82%

Onocora - Tintaya 220 kV SURESTE LSE-b51 441 21% 21% 80% 55% 22% 21% 53% 39% 35% 20% 21% 79% 55% 22% 26% 21% 80% 21% 38% 21% 82% 35% 80% 21% 85% 20% 82%

Tintaya - Socabaya 220 kV SURESTE LSE-044 196 64% 57% 65% 33% 60% 48% 33% 36% 43% 57% 48% 74% 33% 55% 31% 57% 65% 48% 41% 53% 74% 50% 65% 48% 74% 55% 74%

Tintaya - Socabaya 220 kV SURESTE LSE-b44 196 64% 57% 65% 33% 60% 48% 33% 36% 43% 54% 48% 74% 33% 55% 31% 57% 65% 48% 41% 53% 74% 50% 65% 48% 74% 55% 74%

Azangaro 220/138 kV SURESTE TSE-033 117.6 34% 34% 31% 33% 34% 37% 35% 37% 36% 37% 37% 34% 36% 37% 52% 33% 31% 37% 35% 37% 33% 33% 30% 37% 33% 37% 34%

Suriray 220/138 kV SURESTE TNE-021 225 29% 29% 31% 24% 29% 33% 28% 35% 36% 34% 31% 35% 28% 32% 35% 29% 31% 33% 36% 33% 35% 33% 31% 33% 35% 34% 35%

Quencoro 220/138 kV SURESTE TSE-032 150 20% 20% 49% 33% 22% 24% 24% 22% 19% 23% 24% 40% 23% 24% 24% 20% 48% 24% 21% 24% 38% 30% 50% 24% 37% 23% 38%

Tintaya 220/138 kV SURESTE TSE-030 122.5 31% 30% 58% 33% 29% 33% 28% 22% 22% 34% 34% 52% 28% 32% 36% 30% 59% 33% 21% 33% 51% 27% 58% 34% 51% 33% 51%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área

Machupiccchu



27/02/2015

Final


Figura 3.52 HDN y MFI de la L.T. Quencoro - Dolorespata 138 kV, año 2026.

Figura 3.53 HDN y MFI de la L.T. Suriray - Abancay 220 kV, año 2026.

Area Surmedio

Tabla 3.47 Área Surmedio, sobrecargas al año 2026.

En esta zona se presentan sobrecargas para escenarios de demanda 1, 2 y 3 en líneas de

220 kV que desde Chilca hacia Marcona, las cuales son:

L.T. Chilca REP - Cantera 220 kV: Sobrecargas de hasta 33% con mayor incidencia

en los futuros 1 y 2, con 4166 horas de congestión y 64 GWh de MFI como máximo,

ver Figura 3.54.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 100 200 300 400 500 600

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Machupicchu - Quencoro 138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 50 100 150 200 250 300

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Suriray - Abancay 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Chilca REP - Cantera 220 kV SURMEDIO LNX-005 149.0 122% 117% 126% 119% 121% 118% 128% 133% 124% 102% 91% 102% 102% 103% 95% 120% 106% 113% 123% 98% 96% 118% 118% 118% 118% 97% 99%

Cantera - Independencia 220 kV SURMEDIO LNX-007 149.0 107% 101% 112% 105% 107% 102% 114% 118% 109% 74% 76% 82% 83% 82% 83% 104% 102% 97% 108% 77% 76% 103% 103% 103% 103% 77% 80%

Chilca REP - Desierto 220 kV SURMEDIO LNX-013 149.4 147% 141% 151% 144% 146% 141% 153% 158% 149% 131% 124% 130% 131% 130% 117% 144% 142% 137% 148% 126% 123% 143% 142% 143% 143% 126% 128%

Desierto - Nueva Chincha 220 kV SURMEDIO LNX-084 149.4 129% 127% 133% 124% 128% 126% 135% 140% 131% 113% 108% 112% 113% 113% 98% 130% 123% 122% 129% 112% 105% 125% 124% 125% 124% 107% 110%

Nueva Chincha - Independencia 220 kV SURMEDIO LNX-098 149.4 41% 33% 38% 32% 37% 37% 40% 45% 36% 75% 70% 75% 74% 67% 26% 36% 32% 37% 37% 76% 70% 31% 36% 32% 34% 76% 70%

Ica - Nueva Nazca 220 kV SURMEDIO LNX-099 176.4 73% 73% 63% 72% 71% 79% 63% 42% 69% 88% 76% 81% 76% 71% 20% 91% 70% 100% 52% 95% 66% 80% 81% 81% 59% 91% 60%

Nueva Nazca - Marcona 220 kV SURMEDIO LNX-100 176.4 92% 91% 72% 92% 89% 98% 82% 60% 86% 113% 101% 106% 101% 96% 25% 111% 81% 120% 69% 120% 89% 100% 100% 100% 77% 116% 84%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área Surmedio



27/02/2015

Final


L.T. Cantera - Independencia 220 kV: Sobrecargas de hasta 18% con mayor

incidencia en los futuros 1 y 2, con 752 horas de congestión y 7 GWh como máximo,

ver Figura 3.55.

L.T. Chilca REP - Desierto 220 kV: Sobrecargas de hasta 58% principalmente en los

futuros 1 y 2, con 7552 horas de congestión y 258 GWh como máximo, ver Figura

3.56.

L.T. Desierto – Nueva Chincha 220 kV: Sobrecargas de hasta 40% principalmente en

los futuros 1 y 2, con 5220 horas de congestión y 107 GWh como máximo, ver Figura

3.57.

L.T. Nueva Nazca - Marcona 220 kV: Sobrecargas de hasta 20% para escenarios con

60% de generación térmica y futuros de demanda 1 y 3, con 3450 horas de

congestión y 38 GWh como máximo, ver Figura 3.58.

Figura 3.54 HDN y MFI de la L.T. Chilca REP - Cantera 220 kV, año 2026.

0

10

20

30

40

50

60

70

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chilca REP - Cantera 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 200 400 600 800

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Cantera - Independencia 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.55 HDN y MFI de la L.T. Cantera - Independencia 220 kV, año 2026.


Figura 3.57 HDN y MFI de la L.T. Desierto – Nueva Chincha 220 kV, año 2026.

Figura 3.58 HDN y MFI de la L.T. Nueva Nazca - Marcona 220 kV, año 2026.

0

50

100

150

200

250

300

0 2000 4000 6000 8000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Chilca REP - Desierto 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

20

40

60

80

100

120

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Desierto - Nueva Chincha 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 1000 2000 3000 4000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Nueva Nazca - Marcona 220 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Área Moquegua - Tacna

Tabla 3.48 Área Moquegua - Tacna, sobrecargas al año 2026.

En esta área se presentan sobrecargas de hasta 46% para escenarios de demanda 2 y 3 en

la L.T. Toquepala – Ilo 3 138 kV con 4154 horas de congestión y 97 GWh como máximo, ver

Figura 3.59.

Figura 3.59 HDN y MFI de la L.T. Toquepala – Ilo 3 138 kV, año 2026.



60% T (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H


Moquegua - Tacna 220 SUROESTE LSE-038 147 30% 30% 32% 30% 30% 23% 23% 22% 23% 23% 23% 23% 23% 24% 16% 30% 30% 23% 23% 23% 23% 30% 31% 23% 23% 23% 23%

Moquegua - Tacna 220 SUROESTE LSE-B38 147 30% 30% 32% 30% 30% 23% 23% 22% 23% 23% 23% 23% 23% 24% 16% 30% 30% 23% 23% 23% 23% 30% 31% 23% 23% 23% 23%

Moquegua 220/138 SUROESTE TSE-002 588 52% 52% 52% 52% 53% 50% 51% 50% 52% 50% 50% 50% 50% 52% 27% 52% 52% 50% 50% 50% 50% 52% 53% 50% 50% 51% 50%

Moquegua - Toquepala Etesur 138 SUROESTE LSE-027 66 89% 89% 89% 89% 89% 88% 88% 88% 89% 88% 88% 90% 88% 90% 44% 89% 89% 88% 88% 88% 88% 89% 89% 88% 88% 88% 88%

Moquegua - Toquepala 138 SUROESTE LSE-029 98 67% 67% 67% 67% 67% 66% 66% 66% 67% 66% 66% 68% 66% 68% 33% 67% 67% 66% 66% 66% 66% 67% 67% 66% 66% 66% 66%

Toquepala - C. Ilo3 138 kV SUROESTE LSE-018 59 79% 85% 101% 100% 79% 79% 97% 146% 79% 79% 98% 94% 101% 79% 59% 79% 101% 79% 101% 79% 138% 79% 95% 79% 138% 79% 138%

C. Ilo - SPCC 138 SUROESTE LSE-019 59 60% 68% 65% 68% 60% 62% 62% 64% 62% 62% 66% 62% 70% 62% 66% 60% 60% 62% 67% 62% 70% 60% 60% 62% 69% 62% 67%

Toquepala Etesur - Toquepala 138 SUROESTE LSE-024 89 87% 87% 87% 87% 87% 90% 90% 85% 90% 90% 90% 90% 90% 90% 55% 87% 87% 90% 90% 90% 90% 87% 87% 90% 90% 90% 90%

Moquegua - SPCC 138 SUROESTE LSE-023 127 23% 22% 28% 28% 23% 21% 27% 67% 21% 21% 28% 21% 29% 21% 27% 23% 28% 21% 29% 21% 42% 23% 23% 21% 43% 21% 43%

Moquegua - Botiflaca 138 SUROESTE LSE-28A 192 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 18% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37% 37%

Moquegua - Botiflaca 138 SUROESTE LSE-28B 157 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 23% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46%

Toquepala - Botiflaca 138 SUROESTE LSE-030 59 27% 27% 27% 27% 27% 25% 25% 23% 28% 25% 25% 29% 25% 29% 13% 27% 27% 25% 25% 25% 25% 27% 27% 25% 25% 25% 25%

Toquepala Etesur - Aricota 138 SUROESTE LSE-020 69 30% 30% 30% 30% 30% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 33% 30% 30% 35% 35% 35% 35% 30% 30% 35% 35% 35% 35%

Aricota 138/66 SUROESTE TSE-001 29 70% 70% 70% 70% 70% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 77% 70% 70% 83% 83% 83% 83% 70% 70% 83% 83% 83% 83%

Aricota - Tomasiri 66 SUROESTE LSE-021 25 46% 47% 48% 48% 46% 32% 33% 43% 32% 32% 38% 33% 35% 32% 47% 46% 49% 32% 38% 32% 39% 46% 46% 32% 38% 32% 39%

Tomasiri - Tacna 66 SUROESTE LSE-022 25 31% 32% 33% 33% 31% 22% 22% 32% 22% 22% 27% 22% 24% 22% 38% 31% 35% 22% 27% 22% 28% 31% 31% 22% 27% 22% 27%

Tacna 220/66 SUROESTE TSE-005 98 90% 90% 94% 90% 91% 69% 69% 67% 70% 69% 67% 69% 69% 71% 49% 90% 90% 69% 69% 69% 69% 90% 92% 69% 69% 69% 70%

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Área

Moquegua -

Tacna

0

20

40

60

80

100

120

0 1000 2000 3000 4000 5000

MFI

(G

Wh

)

HDN (Horas)

Toquepala – Ilo 3 138 kV

Dem_1

Dem_2

Dem_3

Dem_4



27/02/2015

Final


Figura 3.60 Sobrecargas promedio del año 2026.



27/02/2015

Final


3.2.2 Energía no servida

Este análisis tiene por finalidad determinar la energía no servida (ENS) debido a las

restricciones de transmisión, de manera que el valor calculado sirva como una medida de que

tan restrictiva es la red para cada escenario de estudio. Con este fin, el análisis se hace

sobre los escenarios que consideran los límites de transmisión, lo cual, sumado al hecho de

que todos los escenarios tienen suficiente generación para la demanda atendida, dará como

resultado la ENS causada solo por restricciones en el sistema de transmisión.

3.2.2.1 Año 2022

Los resultados de las simulaciones son los siguientes:

Se presenta energía no servida en el rango de 0,4 a 9 % en la barra de Desierto 220

kV para escenarios de futuros de demanda 1 y 2, con crecimiento alto y medio en el

Norte y Sur respectivamente, debido a la congestión de la línea Chilca - Desierto 220

kV.

Se presenta ENS en las barras de Nueva Chincha 220 kV en el orden de 0,9 % a

1,5% por la congestión de las líneas Chilca - Desierto 220 kV y Desierto – Nueva

Chincha 220 kV para los mismos escenarios.

Se observa ENS de 0,1% al 6% en la barra de Toquepala 138 kV, predominantemente

para futuros de demanda 2 (crecimiento medio).

A continuación en la Tabla 3.49 se muestra la energía no servida para cada barra y por

escenario de generación-demanda.

Tabla 3.49 Energía no servida en GWh, año 2022.

Desarrollo de generación según la lista priorizada Desarrollo de generación en el Centro Desarrollo de generación en el Norte y SurDem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Pes Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C

60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H (*) 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

1ASF 1BSF 2ASF 2BSF 3ASF 3BSF 4ASF 1ASF 1BSF 2ASF 2BSF 3ASF 3BSF 1ASF 1BSF 2ASF 2BSF 3ASF 3BSFBarras GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Desierto 220kV 0.0 6.1 16.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.3 16.2 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 16.2 0.0 0.0 0.0

Toquepala 138kV 0.0 8.0 38.0 0.0 0.0 2.2 0.0 0.0 0.0 38.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 38.0 0.0 0.0 0.0

NChincha 220kV 0.0 2.4 4.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.4 0.0 0.0 0.0



27/02/2015

Final


Figura 3.61 Energía no servida, año 2022.



27/02/2015

Final


3.2.2.2 Año 2026

Para el año de corte de 2026 se presentan mayor energía no servida que en el año 2022, lo

cual era de esperarse debido al incremento de la demanda. Los resultados se muestran a

continuación:

Se observa ENS en la zona de Lima para escenarios de futuros de demanda 3: ENS

entre un rango de 1% a 3% en la barra de Chavarría 220 kV, debido a la congestión

de las Líneas Ventanilla - Chavarría 220 kV y Zapallal – Ventanilla 220 kV.

Se observa ENS del orden de 2% en la Barra Santa Rosa 220 kV y del orden de 0,1%

en Santa Rosa 60 kV para un escenario de futuro de demanda 3, estos debido a la

congestión de la línea Carapongo – Santa Rosa 220 kV.

Se tiene ENS entre 1 a 19 % de rango en la barra San Juan 220 kV y ENS de

alrededor de 0,1 % en la barra de Balnearios 60 kV para los futuros de demanda 3 y

un escenario del futuro de demanda 2 debido a congestiones en la línea Chilca – San

Juan 220 kV.

Se observa ENS entre un rango de 1% a 39% en la barra de Desierto 220 kV para

diferentes escenarios de futuros de demanda, debido a la congestión de la línea

Chilca – Desierto 220 kV. Además las barras Nueva Chincha 220 kV y Nueva Nazca

220 kV presentan ENS.

Se presenta ENS entre 1% y 6% en la barra Huayucachi 220 kV por la congestión de

la línea Mantaro – Huayucachi 220 kV, para los escenarios de demanda 3.

Se presenta ENS de 3% en la barra Chiclayo 220 kV, por la congestión de la línea

Chiclayo – Reque 220 kV para un escenario de demanda 2.

Se presenta ENS de 0,1% en la barra Puno 220 kV, por la congestión de la línea

Puno – Moquegua, para un escenario de demanda 1.

Se presenta ENS entre 4% y 16% en la barra Toquepala 138 kV, por la congestión de

la línea Toquepala – Ilo3 138 kV, para los escenarios de demanda 3 y 2.

A continuación, en la Tabla 3.50 y Tabla 3.51 se muestra la energía no servida para cada

barra y por escenario de generación-demanda.



27/02/2015

Final


Tabla 3.50 Energía no servida en GWh, generación base, año 2026.

Tabla 3.51 Energía no servida en GWh, generación en el Centro y Norte – Sur, año 2026.

Desarrollo de generación según la lista priorizada Desarrollo de generación en el CentroDem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Pes

60% T (*)

1ASF 1ANF 1BSF 1BNF 1BOF 2ASF 2BSF 2BNF 2BOF 3ASF 3ANF 3BSF 3BNF 3BOF 4ASFBarras GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Cantera 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Desierto 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 76.7 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0

NChincha 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 82.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

NNazca 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.1 8.2 0.0 0.0 0.0 0.0

Chavarria 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 109.8 83.4 2.9 6.0 0.0 0.0

Santa Rosa 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Santa Rosa 60kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

San Juan 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 59.4 0.0 158.9 694.3 0.4 21.4 70.0 0.0

Balnearios 60kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.0 0.1 15.4 0.0 0.0 0.0 0.0

Huayucachi 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.4 4.2 13.8 15.1 12.1 0.0

Chiclayo 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 52.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Puno 220kV 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Toquepala 138kV 0.0 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 240.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

60% T 60% H 60% H 60% T 60% H

Desarrollo de generación en el Centro Desarrollo de generación en el Norte y SurDem Opt N y S Dem Base Dem Opt C Dem Opt N y S Dem Base Dem Opt C

60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H 60% T 60% H

1ASF 1BSF 2ASF 2BSF 3ASF 3BSF 1ASF 1BSF 2ASF 2BSF 3ASF 3BSFBarras GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Cantera 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Desierto 220kV 0.0 0.6 0.0 13.1 0.0 1.2 0.0 0.0 0.0 12.6 1.1 2.7

NChincha 220kV 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 9.4 0.0 1.6

NNazca 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 16.1 1.2 0.0 0.0 0.0 0.0 13.3 0.0

Chavarria 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 58.5 24.7 0.0 0.0 0.0 0.0 270.8 70.2

Santa Rosa 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3

Santa Rosa 60kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.9

San Juan 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 26.2 8.3 0.0 0.0 0.0 0.0 432.9 97.2

Balnearios 60kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Huayucachi 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 11.5 27.4 0.0 0.0 0.0 0.0 8.5 41.0

Chiclayo 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Puno 220kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Toquepala 138kV 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 147.4 0.0 0.0 0.0 55.2 0.0 190.2



27/02/2015

Final


Figura 3.62 Energía no servida, año 2026.



27/02/2015

Final


3.3 Diagnóstico operativo

Se ha desarrollado las simulaciones eléctricas de verificación de la operación del sistema en

el periodo de largo plazo para los años 2022 y 2026. Estas simulaciones comprenden el

análisis de la operación del sistema en condiciones normales, en condiciones de

contingencia, nivel de cortocircuito y la verificación de la estabilidad del sistema.

Se analiza un escenario que contempla la demanda con crecimiento medio y desarrollo de

generación mayormente hidroeléctrica, incluyendo proyectos de generación no convencional

con fuentes renovables (RER). El escenario elegido corresponde al “2bs79S0” de las

simulaciones energéticas de largo plazo, el cual tiene las características indicadas, y

adicionalmente considera una hidrología media. La Tabla 3.52 muestra el programa de

expansión de la generación correspondiente.

El programa de obras de transmisión considerado está compuesto por el sistema de

transmisión actual al 2014, al cual se añaden los proyectos de transmisión futuros previstos

en: Plan Transitorio de Transmisión, el Plan de Transmisión, Plan de Inversiones de

Transmisión, proyectos que forman o formarán parte de ampliaciones a Contratos de

Concesión de las empresas transmisoras, y los proyectos de transmisión asociados a

proyectos de generación. El largo plazo, contiene los proyectos considerados en el corto

plazo adicionando el Plan Vinculante 2020 y el Plan de Transmisión 2024 para los años 2022

y 2026, respectivamente.



27/02/2015

Final


Tabla 3.52 Programa de expansión de la generación – Largo Plazo. Caso Base.

3.3.1 Operación en estado estacionario en condiciones normales - Red del Plan de

Transmisión.

Resultados de tensiones y flujos en la red de 500 kV

Se evalúa la operación del sistema tanto para el periodo de avenida y estiaje, para las

condiciones de demanda máxima, media y mínima, así como para la condición de máxima

demanda del sistema. Se ha corregido el factor de potencia de las cargas a 0,95 respetando

lo indicado en la Norma.

Proyecto Zona TipoPotencia

MWAño

CH Olmos 1 Norte Hidro 50 2022

CH Belo Horizonte Centro Hidro 180 2022

CH Moyopampa (Ampliación) Centro Hidro 60 2022

CH Rapay 2 Centro Hidro 80 2022

CH Curibamba Centro Hidro 191 2022

CH Soro (CH Molloco) Sur Hidro 165 2022

CE RER-ICA Centro Hidro 71 2022

CH Olmos 1 Norte Hidro 50 2026

CH Belo Horizonte Centro Hidro 180 2026

CH Moyopampa (Ampliación) Centro Hidro 60 2026

CH Rapay 2 Centro Hidro 80 2026

CH Curibamba Centro Hidro 191 2026

CH Soro (CH Molloco) Sur Hidro 165 2026

CH Llatica (CH Molloco) Sur Hidro 115 2026

CH Chilia Norte Hidro 180 2026

CH Milloc Centro Hidro 19 2026

CH El Caño Centro Hidro 120 2026

CH Uchuhuerta Centro Hidro 38 2026

CH San Gaban III Sur Hidro 187 2026

CH Utcubamba I Norte Hidro 124 2026

CH Oco 2010 Sur Hidro 170 2026

CH San Miguel (Mara 320) (Ex Mara 1) Norte Hidro 362 2026

CH Lluta I Sur Hidro 214 2026

CH Lluta Sur Hidro 61 2026

CH Lluclla Sur Hidro 237 2026

CH Churo Centro Hidro 36 2026

CH Santa Teresa II Sur Hidro 268 2026

CH San Gaban I Sur Hidro 148 2026

CT Santa Rosa - TV Centro Térmica 129 2026

CT Malacas - TG6 Norte Térmica 43 2026

CT Puerto Bravo - Ciclo Combinado Sur Térmica 250 2026

CE RER-ICA Centro Hidro 71 2026

CE RER-LALIBERTAD Norte Hidro 55 2026

CE RER-LAMBAYEQUE Centro Hidro 60 2026



27/02/2015

Final


En las figuras siguientes se muestran los resultados de las simulaciones, en cuanto a

tensiones de barras y flujos en líneas de transmisión en los años 2022 y 2026. Los resultados

corresponden a las barras y las líneas más representativas del SEIN. El detalle de los

resultados se muestra en el anexo G.


Las tensiones en barras de 500 kV, 220 kV y 138 kV son mostrados en las siguientes

figuras, donde los valores en por unidad se obtuvieron respecto a las tensiones operativas:


0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

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Max

An

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a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Carapongo Huánuco Yanango

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chilca Ocoña San José Montalvo Colcabamba Yarabamba

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

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a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

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a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

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a

Esti

aje

Max

An

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Ave

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a

Esti

aje

Max

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Ave

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Esti

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Ave

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Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Zorritos Talara Piura La Niña Chiclayo Caclic Moyobamba Guadalupe Trujillo Chimbote Paramonga

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

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Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

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a

Esti

aje

Max

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Ave

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a

Esti

aje

Max

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ual

Ave

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Max

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aje

Max

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Esti

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Max

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Max

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Esti

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Max

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Ave

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Esti

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Max

An

ual

Carabayllo Zapallal Planicie Industriales Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan Chilca IndependenciaMarcona Cotaruse

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

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Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

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ual

Ave

nid

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Esti

aje

Ma

xAn

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Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

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Esti

aje

Ma

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ual

Ave

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Esti

aje

Ma

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a

Esti

aje

Ma

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Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

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Max

An

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Ave

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a

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Max

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Max

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Max

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Max

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Ave

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Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

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Esti

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Max

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Ave

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Esti

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Max

An

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Max

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Max

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aje

Max

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Ave

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Max

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Ave

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Max

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Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2015

Final






0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo -LaNiña

Chimbote -Trujillo


Carapongo-Carabayllo

Planicie-Carabayllo

Chilca-Planicie

Chilca-Carapongo

Chilca-Poroma

Poroma-Ocoña

SanJose-Montalvo

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Colcabamba-Poroma Poroma-Yarabamba Montalvo-Yarabamba Colcabamba-Yanango Yanango - Carapongo Yanango-Huánuco

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Talara-Piura La Niña-Piura Sur


La Niña -Chiclayo


Trujillo -Guadalupe

Trujillo-Cajamarca

Guadalupe -Chiclayo


Chimbote -Trujillo

Paramonga-Chimbote

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Paramonga-Conococha

Paramonga-Huacho

Huacho-Zapallal




Cajamarquilla -Chavarria



San Juan -Chilca

Independencia-Ica

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xAn

ual

Friaspata-Mollepata



Paragsha-Conococha

TingoMaría-Chaglla

TingoMaría- Huánuco

Huánuco-Yungas

Yungas-Vizcarra

Huánuco-Vizcarra

Huánuco-Chaglla

Huánuco-Paragsha

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Paragsha-Vizcarra

Carhuamayo-Paragsha

Oroya-Carhuamayo

Oroya-Pachachaca


Pachachaca-Yanango

Mantaro-Pachachaca

Mantaro-Pomacocha

Mantaro-Cotaruse

Cotaruse-Socabaya



Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Pomacocha-San Juan

Suriray-Quencoro

Quencoro-Onocora

Onocora-Tintaya

Montalvo-Socabaya

Montalvo-LosHéroes

Suriray-Cotaruse

Tintaya-Socabaya

Montalvo-Puno

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Aguaytia -Pucallpa

Aucayacu -Tocache




Azangaro-Juliaca

Azangaro-SanRafael



Tarapoto -Moyobamba

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final



El estado de la operación de los SVC del SEIN se muestra en la siguiente figura:


0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chilina -Santuario


Montalvo -Botiflaca

Montalvo -MillSite

Montalvo -Toquepala

SanGaban -SanRafael

Santuario -Socabaya

SPCC -Montalvo

Tintaya -Ayaviri

Tintaya -Callalli

Toquepala -Aricota

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Ave

nid

a

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l



Av.Max. Av.Med. Av.Min. Es.Max.

Es.Med. Es.Min. Max.Anual

INDUCTIVO

CAPACITIVO



27/02/2015

Final



La carga de transformadores representativos de 500/220 kV se muestra en la siguiente

figura:


-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xAn

ua

l

San José Socabaya Planicie Iquitos



CAPACITIVO

INDUCTIVO

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo500/220

LaNiña500/220

Chimbote500/220

Carabayllo500/220

SanJose500/220

Montalvo500/220

Yarabamba500/220

Colcabamba500/220

Yanango500/220

Carapongo500/220

Planicie500/220

Carg

a T

ran

sfo

rma

do

res

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final


De los resultados obtenidos para el año 2022 se indica que:

Las subestaciones que presentan tensiones por debajo de 0,95 p.u. son: La Niña 500

kV, Cáclic 220 kV, Moyobamba 220 kV e Independencia 220 kV. Las demás tensiones

en 500 kV, 220 kV y 138 kV son aceptables debido a que operan dentro del rango

permitido de acuerdo a los criterios.

Las líneas que sobrepasaron el 100% de carga en condiciones normales son: la LT

Carabayllo – Chimbote 500 kV (estiaje en la máxima y media demanda 2022, sobre

1000 MVA) y la LT Mantaro – Cotaruse 220 kV (sólo en la mínima demanda avenida

2022, sobre 252 MVA por circuito).





Los equipos estáticos de compensación reactiva que operan predominantemente al

extremo de sus límites reactivos son: Chavarría (inductivo), Balnearios (inductivo y

capacitivo), Tintaya, Tintaya Antapacay (inductivo) e Iquitos (capacitivo).


Las tensiones en barras de 500 kV, 220 kV y 138 kV son mostrados en las siguientes

figuras, donde los valores en por unidad se obtuvieron respecto a las tensiones operativas:



27/02/2015

Final




0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

La Niña Trujillo Celendín Tocache Chimbote ParamongaN Huánuco Yanango

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Carabayllo Carapongo Chilca Ocoña San José Montalvo Colcabamba Yarabamba

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Zorritos Talara Piura La Niña Chiclayo Guadalupe Trujillo Celendín Caclic Moyobamba Chimbote Paramonga

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,85

0,875

0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final




0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2015

Final



A modo de comparación, en las siguientes figuras se muestran las tensiones en barras de

500 kV, 220 kV y 138 kV con valores en por unidad obtenidos respecto a las tensiones

nominales.

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Zorritos Talara Piura La Niña Chiclayo Guadalupe Trujillo Celendín Caclic Moyobamba Chimbote Paramonga

Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final


Figura 3.89 Tensiones en barras de 220 kV en p.u. (1 de 3), año 2026 (tensiones nominales).

Figura 3.90 Tensiones en barras de 220 kV en p.u. (2 de 3), año 2026 (tensiones nominales).

Figura 3.91 Tensiones de Operación en barras de 220 kV en p.u. (3 de 3), año 2026 (tensiones

nominales).

0,85

0,875

0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL



27/02/2015

Final



nominales).


nominales).

0,825

0,85

0,875

0,9

0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,925

0,95

0,975

1

1,025

1,05

1,075

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual


Te

ns

ión

Op

era

tiva

(p

.u.)




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2015

Final


Se observa de las figuras anteriores que las tensiones de las barras 220 kV Chavarría, Santa

Rosa, Balnearios y San Juan, y las tensiones de las barras 138 kV Oroya y Tocache resultan

menores a 0,95 p.u. cuando se utilizan las tensiones nominales.

En la posibilidad que se implemente un plan de tensiones a largo plazo, se tendrán tensiones

operativas próximas a las tensiones nominales, razón por la cual se necesitarán incluir

equipamientos de transformación compatibles con estas tensiones considerando suficiente

capacidad de regulación dentro de la vida útil de los mismos.




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo -LaNiña

Chimbote -Trujillo

Paramonga-Chimbote

Carabayllo-Paramonga

Carapongo-Carabayllo

Planicie-Carabayllo

Chilca-Planicie

Chilca-Poroma

Chilca-Carapongo

Poroma-Ocoña

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo-Celendín

Tocache-Celendín

Huánuco-Tocache

Huánuco-Paramonga

Colcabamba-Poroma

Colcabamba-Yanango

Yanango -Carapongo

Yanango-Huánuco

SanJose-Montalvo

Montalvo-Yarabamba

Poroma-Yarabamba

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual



La Niña -Chiclayo


Trujillo -Guadalupe

Trujillo-Cajamarca

Guadalupe -Chiclayo


Cajamarca-Celendín

Chimbote -Trujillo

Paramonga-Chimbote

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Est

iaje

Ma

xA

nu

al

Paramonga-Conococha

Paramonga-Huacho

Huacho-Zapallal




Cajamarquilla -Chavarria



San Juan -Chilca

Independencia-Ica

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Friaspata-Mollepata



Paragsha-Conococha

TingoMaría-Chaglla

TingoMaría- Huánuco

Huánuco-Yungas

Yungas-Vizcarra

Huánuco-Vizcarra

Huánuco-Chaglla

Huánuco-Paragsha

Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Paragsha-Vizcarra

Carhuamayo-Paragsha

Oroya-Carhuamayo

Oroya-Pachachaca


Pachachaca-Yanango

Mantaro-Pachachaca

Mantaro-Pomacocha

Mantaro-Cotaruse

Cotaruse-Socabaya



Carg

a L

ine

as

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Pomacocha-SanJuan

Suriray-Quencoro

Quencoro-Onocora


Montalvo-LosHéroes


Montalvo-Puno

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




El estado de la operación de los SVC del SEIN es mostrado en la siguiente figura:

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Aguaytia -Pucallpa

Aucayacu -Tocache




Azangaro-Juliaca

Azangaro-SanRafael



Tarapoto -Moyobamba

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Chilina -Santuario


Montalvo -Botiflaca

Montalvo -MillSite

Montalvo -Toquepala

SanGaban -SanRafael

Santuario -Socabaya

SPCC -Montalvo

Tintaya -Ayaviri

Tintaya -Callalli

Toquepala -Aricota

Ca

rga

Lin

ea

s (

%)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final




-140

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual





INDUCTIVO

CAPACITIVO

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

San José Socabaya Planicie Iquitos




CAPACITIVO

INDUCTIVO



27/02/2015

Final


La carga de transformadores representativos de 500/220 kV se muestran en la siguiente

figura:


De los resultados obtenidos para el año 2026 se aprecia lo siguiente:


Chilca – Planicie 500 kV (estiaje en la máxima y media demanda, y máxima anual

2026, con un 20% de sobrecarga) y la LT Santa Rosa – Chavarría 220 kV (sólo en

máxima anual 2026, con un 20% de sobrecarga).

Los transformadores de 500/220 kV y 220/138 kV no presentan sobrecargas.




Algunos equipos estáticos de compensación reactiva operan predominantemente al

extremos de sus límites reactivos, estos son: Trujillo (inductivo), Chavarría (inductivo),

Balnearios (inductivo y capacitivo), Tintaya (inductivo y capacitivo), Tintaya Antapacay

(inductivo y capacitivo) e Iquitos (capacitivo).

0

20

40

60

80

100

120

140

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Ave

nid

a

Esti

aje

Max

An

ual

Trujillo500/220

LaNiña500/220

Chimbote500/220

Carabayllo500/220

SanJose500/220

Montalvo500/220

Yarabamba500/220

Celendin500/220

Colcabamba500/220

Yanango500/220

Carapongo500/220

Planicie500/220

Carg

a T

ran

sfo

rma

do

res

(%

)



SOBRECARGA DEL 20 %

CAPACIDAD NOMINAL



27/02/2015

Final


3.3.2 Operación en estado estacionario en contingencia

Para la evaluación de la operación del sistema en estado de contingencias, se seleccionan

una lista de líneas de transmisión que podrían tener alto impacto en la operación del sistema,

los cuales podrían generar sobrecargas en las líneas vecinas. La Tabla 3.53 indica la relación

de líneas consideradas fuera de servicio por contingencia.

Tabla 3.53: Líneas de transmisión para el análisis de contingencia, 2022 - 2026

Mediante la herramienta de análisis de contingencias del DIgSILENT, se evaluó la operación

del sistema para los años 2022 y 2026, en los periodos de avenida y estiaje y para los

bloques de demanda máxima, media y mínima demanda, así como la demanda máxima del

año.




Item zona Norte Zona Centro Zona Sur

1 LT 500kV Chimbote - Trujillo LT 500kV Yanango-Huánuco LT 500kV Yarabamba-Montalvo

2 LT 500kV Trujillo - LaNiña LT 500kV Yanango - Carapongo LT 220 kV Montalvo-Moquegua

3 LT 500kV Trujillo-Celendín LT 500kV Tocache-Celendín LT 220kV Tintaya-Azangaro

4 LT 500kV Paramonga-Chimbote LT 500kV Poroma-Yarabamba -

5 LT 220kV La Niña - Piura Oeste LT 500kV Poroma-Ocoña -

6 LT 220kV La Niña-Piura Sur LT 500kV Planicie - Carapongo -

7 - LT 500kV Ocoña-SanJose -

8 - LT 500kV Mantaro-Yanango -

9 - LT 500kV Huánuco-Tocache -

10 - LT 500kV Huánuco-Paramonga -

11 - LT 500kV Colcabamba-Poroma -

12 - LT 500kV Chilca-Poroma -

2 - LT 500kV Chilca-Planicie -

3 - LT 500kV Chilca-Carapongo -

4 - LT 500kV Carapongo-Carabayllo -

5 - LT 500kV Carabayllo-Paramonga -

6 - LT 500kV Carabayllo - Chimbote -

7 - LT 220kV Pomacocha-Carhuamayo -

8 - LT 220kV Paragsha-Vizcarra -

9 - LT 220kV Oroya-Carhuamayo -

10 - LT 220kV Cajamarca-Celendín -

11 - LT 220kV Cajamarca-Caclic -



27/02/2015

Final


Tabla 3.54: Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2022.




Tabla 3.55: Resultado de sobrecarga en líneas por contingencias para el 2026.

3.3.3 Niveles de corto circuito.

La corriente de cortocircuito se calculó para los escenarios de máxima y media demanda en

los periodos de avenida y estiaje, y adicionalmente la máxima demanda anual; en la que se

seleccionó el máximo valor para cada año. Los resultados se muestran en la Tabla 3.56. Los

resultados detallados de los cálculos de las máximas corrientes de cortocircuito trifásicos y

monofásicos a tierra en el periodo 2022 - 2026 se muestran en el anexo G.

NOMINAL PRE-

FALLA(*)

POST-

FALLA(*)


(min)(%) (%)

LT 220kV Chiclayo - Felam 180 216 120 240 19 145

LT 220kV Trujillo - Guadalupe_L2234 152 182 120 240 54 152

LT 220kV Guadalupe - Chiclayo 152 182 120 240 37 135

LT 500kV Chimbote - Trujillo Es22max LT 220kV Chimbote - Trujillo 152 182 120 240 113 418

LT 220kV Paramonga-Chimbote_L2215 180 216 120 240 43 188

LT 220kV Conococha-Vizcarra 190 - 100 - 40 159

LT 220kV Paramonga-Huacho 180 216 120 240 28 153

LT 500kV Chilca - Planicie 865 - 100 - 91 147

LT 500kV Planicie - Carabayllo 865 - 100 - 60 117

LT 500kV Chilca-Poroma Av22min LT 220kV ChilcaREP-Cantera_L2090 152 182 120 240 105 130

LT 500kV Colcabamba-Poroma Av22min LT 500kV Chilca-Poroma 840 1000 119.048 - 83 132

LT 500kV Planicie - Carapongo Es22med LT 500kV Chilca - Planicie 865 - 100 - 92 147

Sur LT 220kV Montalvo-Moquegua Es22max LT 220kV Moquegua-Socabaya 150 - 100 - 80 362


Es22max

Es22max


LT 500kV Carabayllo - Chimbote

LIMITE OPERATIVO EN

CONTINGENCIA

2022

Norte

LT 500kV Carapongo-Carabayllo

Centro

MAn22

NOMINAL PRE-

FALLA(*)

POST-

FALLA(*)


(min)(%) (%)

LT 220kV Chiclayo-Carhuaquero 150 - 100 - 42 122

LT 220kV Chiclayo - Felam 180 216 120 240 23 167

LT 220kV Trujillo - Guadalupe_L2235 180 216 120 240 53 145

LT 220kV Guadalupe - Reque 152 182 120 240 38 140

LT 220kV Reque - Chiclayo 180 216 120 240 33 122

LT 500kV Carapongo-Carabayllo MAn26 LT 220kV Santa Rosa - Chavarria_2003 152 182 120 240 112 128

LT 500kV Huánuco-Tocache Es26min LT 500kV Paramonga-Chimbote 1000 - 100 - 71 103

LT 500kV Chilca-Poroma Av26med LT 220kV ChilcaREP-Cantera_L2090 152 182 120 240 109 121

LT 220kV Pomacocha-Carhuamayo Av26min LT 220kV Pachachaca-Pomacocha 250 300 120 240 99 130

LT 500kV Planicie - Carabayllo 865 - 100 - 65 127

LT 500kV Chilca-Planicie 865 - 100 - 112 175

Sur LT 220kV Montalvo-Moquegua Es26max LT 220kV Montalvo-Socabaya 150 - 100 - 10 215


Av26max

Es26med

Norte

2026

LIMITE OPERATIVO EN

CONTINGENCIA


LT 500kV Chilca - Carapongo

Centro



27/02/2015

Final


Tabla 3.56 Máximas Corrientes de Cortocircuito del SEIN 2022 - 2026

A partir de estos resultados se puede concluir que:

Las principales subestaciones de la zona Norte y Sur del SEIN presentan niveles de

corriente de cortocircuito por debajo de sus mínimas capacidades nominales de sus

instalaciones.

ZonaTensión

BarraSubestación

Capacidad de

Ruptura Mínima

(kA)

Corriente de

CC Monofásico

(kA)

Corriente de

CC Trifásico

(kA)

Corriente de

CC Monofásico

(kA)

Corriente de

CC Trifásico

(kA)

La Niña 31,5 3,0 2,6 3,9 3,5

Trujillo 40,0 5,7 4,9 9,5 8,9

Chimbote 40,0 5,9 6,1 7,6 9,0

Paramonga 40,0 - - 7,3 11,9

Zorritos 31,5 1,2 1,1 1,5 1,4

Talara 31,5 3,3 2,4 6,3 5,0

Piura 31,5 6,1 4,5 8,5 6,5

Chiclayo 31,5 6,1 5,2 6,7 6,0

Guadalupe 31,5 5,4 5,0 5,8 5,6

Carhuaquero 40,0 5,4 4,9 6,0 5,8

Trujillo 31,5 10,9 8,8 13,7 11,6

Chimbote 25,0 12,4 10,4 14,4 12,6

Colcabamba 40,0 9,4 10,2 9,7 10,8

Tocache 40,0 3,1 4,6 4,2 6,9

Celendin 40,0 1,1 1,0 5,2 7,2

Chilca Nueva 40,0 20,4 19,7 21,8 21,1

Carapongo 40,0 18,8 18,6 18,8 19,4

Carabayllo 40,0 16,2 16,6 18,2 18,6

Poroma 40,0 7,6 12,6 7,9 14,0

Zapallal 40,0 28,0 26,8 28,7 27,7

Chavarria 31,5 / 40 37,5 33,1 39,8 35,6

Ventanilla 25 / 31,5 34,2 31,9 35,6 33,6

Santa Rosa 31,5 / 40 38,1 33,8 41,1 37,1

Chilca Nueva 40,0 37,9 34,0 38,4 34,5

Chilca REP 40,0 32,2 30,1 32,7 30,6

Carapongo 63,0 33,1 31,2 40,2 36,1

Planicie 63,0 13,4 10,4 19,5 15,2

San Juan 31,5 27,9 26,3 28,5 27,0

Pachachaca 31,5 13,5 17,9 13,7 18,3

Callahuanca 20,0 14,7 17,7 15,3 18,6

Matucana 40,0 7,7 8,5 7,7 8,6

Huinco 40,0 12,5 12,6 12,8 13,0

Carhuamayo 31,5 10,1 11,3 12,6 13,1

Pomacocha 31,5 11,3 15,6 11,5 15,9

Paragsha 31,5 10,6 11,1 11,8 12,4

Oroya Nueva 31,5 8,0 10,2 8,2 10,4

Paramonga 25,0 7,7 8,6 7,7 8,8

Mantaro 31,5 30,1 26,1 30,4 26,5

Marcona 31,5 8,1 7,9 8,2 8,0

Huayucachi 31,5 4,3 4,9 4,3 4,9

Independencia 31,5 6,9 7,2 7,0 7,2

Iquitos 40,0 1,2 0,9 1,3 1,0

Celendin 40,0 - - 11,5 9,5

Tingo Maria 31,5 5,0 8,4 6,5 11,5

Yanango 31,5 14,0 12,0 14,2 12,2

Ocoña 40,0 5,0 9,7 7,9 11,3

San José 40,0 11,2 11,1 12,6 12,8

Montalvo 40,0 10,7 11,3 13,1 13,3

Yarabamba 40,0 7,9 9,1 12,0 11,7

Cotaruse 25,0 5,9 11,4 6,2 12,1

Socabaya 31,5 19,8 17,1 21,8 18,7

Montalvo 31,5 13,8 12,1 18,8 17,3

Ilo 2 25,0 7,6 5,7 10,7 8,5

Suriray 40,0 7,1 6,6 11,0 9,9

Tintaya 40,0 6,5 7,0 7,3 8,2

Abancay 40,0 4,2 4,5 4,6 5,2

Azángaro 31,5 3,5 3,5 3,6 3,7

Juliaca 31,5 3,1 3,0 3,2 3,1

Puno 31,5 3,0 3,0 3,1 3,1

Los Heroes 25,0 3,2 3,3 3,3 3,6

Norte

220 kV

Sur

220 kV

500 kV

Centro

2022 2026

220 kV

500 kV

500 kV



27/02/2015

Final


Las principales subestaciones del área de Lima, que trasgreden sus capacidades de


- Santa Rosa: Calculado = 41,1 kA. Capacidad Máxima = 40 kA.

Menor Capacidad = 31,5 kA (Empresas de Distribución y

Generación)

- Ventanilla: Calculado = 35,6 kA. Capacidad Máxima = 31,5 kA (Empresa de Generación).

Menor Capacidad = 25 kA (Empresa de Distribución).

- Chavarría 220 kV: Calculado = 39,8 kA. Menor Capacidad de Ruptura = 31,5 kA (Empresa de

Distribución).

Las SSEE Ventanilla, Chavarría y Santa Rosa sobrepasan sus capacidades de ruptura

de corto circuito.

La SE Santa Rosa 220 kV superó su máxima capacidad de corriente de corto circuito,

estando en servicio los siguientes grupos TG7, TG8 y TV8 (TG5 y TG6 fuera de servicio).

En el Anexo G se encuentran los resultados gráficos comparativos de las simulaciones

realizadas.

3.3.4 Estabilidad Transitoria.

Con la finalidad de evaluar la fortaleza del SEIN en el largo plazo ante eventos de gran

envergadura que modifiquen su topología, se ha simulado fallas trifásicas a tierra en el punto

medio de las principales líneas troncales de simple y doble circuito.

En la Tabla 2.19 se muestra un resumen de los resultados de estabilidad transitoria

considerando fallas en las principales líneas troncales del SEIN. En la que se indican las

líneas de transmisión en las cuales se aplican las fallas, así como la condición de operación

pre-falla.



27/02/2015

Final


Tabla 3.57 Fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2022.

Tabla 3.58 Fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2026.

De los resultados se indica que:

De los eventos simulados en el 2022, las fallas que resultaron inestables ante un

cortocircuito trifásico con apertura de línea fueron: la LT Trujillo – La Niña 500 kV, la LT

Chimbote – Trujillo 500 kV y la LT Cajamarca – Cáclic 220 kV. El desempeño del sistema

cumple con el Criterio de Estabilidad Transitoria, al simularse en estas líneas una falla

monofásica con recierre exitoso.

PERDIDA DE SINCRONISMO ORIGEN ESTADO COMENTARIO

N-Ev01 500 3F 465 1CCH Olmos1, CT Tablazo y

CT Etanol

Angular

TensiónInestable SSEE Talara y Piura: Tensión ≈ 0,70 pu.

N-Ev01-1F 500 1F-Recierre 465 1C - - ESTABLE -

N-Ev02500

3F 788 1C CH Olmos1Angular

TensiónInestable SSEE Norte: Tensión < 0,90 pu.

N-Ev02-1F 500 1F-Recierre 788 1C - - ESTABLE -

N-Ev03 LT 220 kV Guadalupe - Chiclayo. 220 3F 127 2C - - ESTABLE -

N-Ev04 LT 220 kV Paramonga - Chimbote. 220 3F 172 2C - - ESTABLE -

N-Ev05 LT 220kV Cajamarca - Caclic 220 3F 203 1CCH Gera, CT Tarapoto y el

CS Iquitos

Angular

TensiónInestable

Colapso SSEE Tarapoto, Moyobamba e

Iquitos.

N-Ev05-1F LT 220kV Cajamarca - Caclic 220 1F-Recierre 203 1C - - ESTABLE -

C-Ev01 LT 500 kV Carabayllo - Chimbote. 500 3F 811 1CCH Olmos1, CT Tablazo y

CT Etanol

Angular

TensiónINESTABLE SSEE Norte: Tensión < 0,80 pu.

C-Ev01-1F LT 500 kV Carabayllo - Chimbote. 500 1F-Recierre 811 1C - - ESTABLE -

C-Ev02 LT 500 kV Chilca - Planicie. 500 3F 675 1C - - ESTABLE -

C-Ev03 LT 500 kV Chilca - Poroma. 500 3F 309 1C - - ESTABLE -

C-Ev04 LT 500 kV Poroma - Ocoña. 500 3F 182 1C - - ESTABLE -

C-Ev05 LT 500 kV Colcabamba-Poroma. 500 3F 310 1C - - ESTABLE -

C-Ev06 LT 500 kV Poroma-Yarabamba. 500 3F 177 1C - - ESTABLE -

C-Ev07 LT 220 kV Tingo Maria - Huanuco. 220 3F 75 1C - - ESTABLE -

C-Ev08 LT 220 kV Paragsha - Conococha. 220 3F 69 1C - - ESTABLE -

C-Ev09 LT 220 kV Conococha - KimanAyllu. 220 3F 194 2C - - ESTABLE -

S-Ev01 LT 500 kV Ocoña - SanJose. 500 3F 171 1C - - ESTABLE -

S-Ev02 LT 500 kV SanJose - Montalvo. 500 3F 50 1C - - ESTABLE -

S-Ev03 LT 500 kV Yarabamba-Montalvo. 500 3F 101 1C - - ESTABLE -

S-Ev04 LT 220 kV Mantaro - Cotaruse. 220 3F 441 2C - - ESTABLE -

S-Ev05 LT 220 kV Cotaruse - Socabaya. 220 3F 124 2C - - ESTABLE -

S-Ev06 LT 220 kV Suriray - Cotaruse. 220 3F 29 1C - - ESTABLE -

S-Ev07 LT 220 kV Tintaya - Socabaya. 220 3F 91 2C - - ESTABLE -

S-Ev08 LT 220 kV Socabaya-Montalvo. 220 3F 123 2C - - ESTABLE -

S-Ev09 LT 220 kV Montalvo - Puno. 220 3F 28 1C - - ESTABLE -



CENTRO

NORTE

ZONA EVENTO LINEA DE TRANSMISION

LT 500 kV Trujillo - LaNiña.

LT 500 kV Chimbote - Trujillo.

TENSION

(kV)TIPO DE FALLA

CIRCUITO

COMPROMETIDO

RESULTADOSPOTENCIA

PREFALLA (MW)

SUR

Av26max

PERDIDA DE SINCRONISMO ORIGEN ESTADO COMENTARIO

N-Ev01 3F 538 1CCH Olmos1, CT Tablazo y CT

Etanol

Angular

TensiónInestable SSEE Talara y Piura: Tensión ≈ 0,55 pu.

N-Ev01-1F 1F-Recierre 538 1C - - ESTABLE -

N-Ev02 LT 500 kV Chimbote - Trujillo. 500 3F 452 1C - - ESTABLE Sobrecarga líneas paralelas en 220 kV.

N-Ev03 LT 220 kV Guadalupe - Chiclayo. 220 3F 137 2C - - ESTABLE Sobrecarga LT 500 kV Trujillo - La Niña

N-Ev04 LT 220 kV Paramonga - Chimbote. 220 3F 103 2C - - ESTABLE -

N-Ev05 3F 115 1CCH Gera, CT Tarapoto, CH Caclic,

CH Utcubamba y CS Iquitos

Angular

TensiónInestable

Separación de Moyobamba, Tarapoto,

Iquitos del SEIN (operación no segura)

N-Ev05-1F 1F-Recierre 115 1C - - ESTABLE -

C-Ev01 LT 500 kV Carabayllo - Paramonga 500 3F 275 1C - - ESTABLE -

C-Ev02 LT 500 kV Chilca - Planicie. 500 3F 777 2C - - ESTABLE

Sobrecarga LT 500 kV Chilca - Poroma,

LT 220 kV Santa Rosa-Chavarria,

Chavarria-San Juan, San Juan-Chilca

REPC-Ev03 LT 500 kV Chilca - Poroma. 500 3F 86 1C - - ESTABLE -

C-Ev04 LT 500 kV Poroma - Ocoña. 500 3F 1 1C - - ESTABLE -

C-Ev05 LT 500 kV Colcabamba-Poroma. 500 3F 136 1C - - ESTABLE -

C-Ev06 LT 500 kV Poroma-Yarabamba. 500 3F 77 1C - - ESTABLE -

C-Ev07 LT 220 kV Tingo Maria - Amarilis 220 3F 67 1C - - ESTABLE -

C-Ev08 LT 220 kV Paragsha - Conococha. 220 3F 40 1C - - ESTABLE -

C-Ev09 LT 220 kV Conococha - KimanAyllu. 220 3F 31 2C - - ESTABLE -

C-Ev10 LT 500 kV Tocache - Celendín. 500 3F 361 1C - - ESTABLE -

S-Ev01 LT 500 kV Ocoña - SanJose. 500 3F 158 1C - - ESTABLE -

S-Ev02 LT 500 kV SanJose - Montalvo. 500 3F 279 1C - - ESTABLE -

S-Ev03 LT 500 kV Yarabamba-Montalvo. 500 3F 264 1C - - ESTABLE -

S-Ev04 LT 220 kV Mantaro - Cotaruse. 220 3F 120 1C - - ESTABLE -

S-Ev05 LT 220 kV Cotaruse - Socabaya. 220 3F 130 2C - - ESTABLE -

S-Ev06 3F 164 1C Generación área SurAngular

TensiónInestable SSEEs área Sur: Tensión < 0,50 pu.

S-Ev06-1F 1F-Recierre 164 1C - - ESTABLE -

S-Ev07 LT 220 kV Tintaya - Socabaya. 220 3F 46 1C - - ESTABLE -

S-Ev08 LT 220 kV Socabaya-Montalvo. 220 3F 145 2C - - ESTABLE -

S-Ev09 LT 220 kV Montalvo - Puno. 220 3F 20 1C - - ESTABLE -



SUR

NORTE

TIPO DE FALLAPOTENCIA

PREFALLA (MW)

CIRCUITO

COMPROMETIDO

CENTRO

LT 220 kV Suriray - Cotaruse. 220

LT 220 kV Cajamarca - Caclic. 220

LT 500 kV Trujillo - LaNiña. 500

RESULTADOSZONA EVENTO LINEA DE TRANSMISION

TENSION

(kV)



27/02/2015

Final




Cajamarca – Cáclic 500 kV y la LT Suriray – Cotaruse 220 kV. El desempeño del sistema

cumple con el Criterio de Estabilidad Transitoria, al simularse en estas líneas una falla

monofásica con recierre exitoso.

En ambos años, la salida de la LT Cajamarca – Cáclic 220 kV produce la separación de

Moyobamba, Tarapoto e Iquitos del SEIN, configurando una condición no segura para el

sistema aislado resultante. Asimismo, la salida de la LT Trujillo - La Niña 500 kV produce

una condición de inestabilidad angular y tensiones de operación post contingencia muy

bajas (debajo de 0,7 p.u.).

3.4 Conclusiones del diagnóstico de largo plazo

Del análisis energético de largo plazo se puede concluir:

En el año 2022 la L.T. Chiclayo – Reque 220 kV presenta sobrecargas, las cuales

para el año 2026 aumentan presentándose también leves sobrecargas en la L.T.

Reque – Guadalupe 220 kV.

Se presentan leves sobrecargas en la L.T. Carabayllo – Chimbote 500kV para

escenarios de demanda optimistas en el Norte del año 2022, estas se mantienen a

pesar de la implementación de los proyectos del Plan de Largo Plazo del PT 2015-

2024 para el año 2026.

Se presentan leves sobrecargas en el transformador de Kiman Ayllu 220/138 kV en

escenarios de demanda optimistas en el Norte para el año 2022, estas se

incrementan para en el año 2026.

Para el año 2022 se presentan sobrecargas en la L.T. Huánuco – Tingo María 138 kV

del orden 35%, las cuales desaparecen en el año 2024 con el ingreso de las L.T.

Tingo María – Nueva Huánuco 220 kV que forma parte del Plan de Largo Plazo 2024

del Plan de Transmisión 2015-2024.

Para el año 2026 se observan sobrecargas en la L.T. Cajamarca – Cáclic 220 kV y la

L.T. Cáclic – Moyobamba 220 kV para escenarios de generación mayormente

hidráulica. Estas sobrecargas son del orden del 10%.

Para el 2022 en la zona de Lima se observan sobrecargas importantes en los

circuitos: L.T. Santa Rosa – San Juan 220 kV, L.T. San Juan – Chilca 220 kV, L.T.

Industriales – San Juan 220 kV y L.T. Ventanilla – Chavarría 220 kV, las cuales se

presentan para todos los escenarios. Asimismo, para el año 2026, debido al



27/02/2015

Final


crecimiento de la demanda, estas sobrecargas se mantienen y en algunos casos se

incrementan, evidenciando la necesidad de una reconfiguración de líneas en Lima.

En la zona Sur, para el año 2022 y 2026 se observan sobrecargas del orden de 30%,

en la L.T. Toquepala – Ilo 3 138 kV.

Debido a las congestiones encontradas aparecen problemas de racionamiento (ENS)

en las siguientes barras: Carhuaquero 138 kV, San Juan 220 kV, Santa Rosa 220kV,

Ref. Zinc 220kV y Huancavelica 220kV, así como en barras de las empresas

distribuidoras de Lima.

Del análisis eléctrico de largo plazo, para los años 2022 y 2026, se puede comentar los

siguientes resultas de mayor relevancia:

Flujo de potencia en condiciones normales

Para el año 2022 las subestaciones que presentan tensiones por debajo de 0,95 p.u.

son: La Niña 500 kV, Cáclic 220 kV, Moyobamba 220 kV e Independencia 220 kV. Las

demás tensiones en 500 kV, 220 kV y 138 kV son aceptables debido a que operan

dentro del rango permitido de acuerdo a los criterios.


Carabayllo – Chimbote 500 kV (estiaje en la máxima y media demanda 2022, sobre

1000 MVA) y la LT Mantaro – Cotaruse 220 kV (sólo en la mínima demanda avenida

2022, sobre 252 MVA por circuito).






sus límites reactivos son: Chavarría (inductivo), Balnearios (inductivo y capacitivo),

Tintaya, Tintaya Antapacay (inductivo) e Iquitos (capacitivo).

Para el 2026:

Las subestaciones que presentan tensiones por debajo de 0,95 p.u. son: La Niña 500

kV, Piura Nueva 500 kV, Carabayllo 500 kV, Carapongo 500 kV, Moyobamba 220 kV

y 138 kV, Balnearios 220 kV y San Juan 220 kV (sólo en máxima demanda anual).

Las demás tensiones en 500 kV, 220 kV y 138 kV son aceptables debido a que



27/02/2015

Final


operan dentro del rango permitido de acuerdo a los criterios. El Compensador

Reactivo Variable de +400/-100 MVAr de Planicie opera entre el 80% y 96% de carga

reactiva.

Se recomienda la elaboración de un “Estudio de Tensiones de Operación de Largo

Plazo” que determine la evolución, gradual y al largo plazo, de las tensiones

operativas para alcanzar las tensiones nominales del SEIN. Este plan de tensiones

servirá para especificar los nuevos equipamientos que se conecten al sistema, esto

acorde con su vida útil y considerando su adecuación con el Plan de Transmisión

hacia el largo plazo, evitando que estos equipos tengan que ser reemplazados por

incompatibilidad con la tensión del sistema.


Chilca – Planicie 500 kV (estiaje en la máxima y media demanda, y máxima anual

2026, con un 20% de sobrecarga) y la LT Santa Rosa – Chavarría 220 kV (sólo en

máxima anual 2026, con un 20% de sobrecarga).

Dado los problemas para controlar las tensiones y sobrecargas en las redes que

abastecen a la demanda en el área de Lima Metropolitana, se hace necesario

reconfigurar las redes existentes de 220 kV en la zona de Lima, como se recomienda

en la Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión periodo 2015-

2024. Con esta medida se aprovecharía mejor las capacidades de los puntos de

inyección en 220 kV permitiendo reorientar la transmisión para la atención exclusiva

de la zona de Lima.

Los transformadores de 500/220 kV y 220/138 kV no presentan sobrecargas.

Algunos equipos estáticos de compensación reactiva operan predominantemente en

sus límites reactivos, estos son: Trujillo (inductivo), Chavarría (inductivo), Balnearios

(inductivo y capacitivo), Tintaya (inductivo y capacitivo), Tintaya Antapacay (inductivo

y capacitivo) e Iquitos (capacitivo).

Contingencias

Del análisis de contingencias de líneas de transmisión para el periodo 2022 – 2026, se

observa que las contingencias más críticas que deterioran la seguridad del sistema son:

- LT Trujillo – La Niña 500 kV.

- LT Chimbote – Trujillo 500 kV.

- LT Carabayllo – Chimbote 500 kV.



27/02/2015

Final


- LT Carabayllo – Carapongo 500 kV.

- LT Chilca – Poroma 500 kV.

- LT Poroma – Colcabamba 500 kV.

- LT Planicie – Carapongo 500 kV.

- LT Pomacocha – Carhuamayo 220 kV.

- LT Montalvo – Moquegua 220 kV.

El resultado de estas contingencias será de ayuda para identificar en el próximo Plan de

Transmisión, las nuevas infraestructuras de transmisión que puedan dar una mayor

robustez al sistema.

Cortocircuito

Las principales subestaciones de la zona Norte y Sur del SEIN presentan niveles de

corriente de cortocircuito por debajo de sus mínimas capacidades nominales de sus

instalaciones.

Las principales subestaciones del área de Lima, que trasgreden sus capacidades de


- Santa Rosa: Calculado = 41,1 kA. Capacidad Máxima = 40 kA.

Menor Capacidad = 31,5 kA (Empresas de Distribución y

Generación)

- Ventanilla: Calculado = 35,6 kA. Capacidad Máxima = 31,5 kA (Empresa de Generación).

Menor Capacidad = 25 kA (Empresa de Distribución).

- Chavarría 220 kV: Calculado = 39,8 kA. Menor Capacidad de Ruptura = 31,5 kA (Empresa de

Distribución).

Las SSEE Ventanilla, Chavarría y Santa Rosa sobrepasan las capacidades de ruptura

de los equipos e instalaciones de estas subestaciones. Como ya se indicó, se

recomienda el reemplazo de estos equipos.

La SE Santa Rosa 220 kV superó su máxima capacidad de corriente de corto circuito,

estando en servicio solo los grupos TG7, TG8 y TV8 (TG5 y TG6 fuera de servicio).



27/02/2015

Final


Estabilidad transitoria



Chimbote – Trujillo 500 kV y la LT Cajamarca – Cáclic 220 kV, sin embargo al simularse

en estas líneas una falla monofásica con recierre exitoso, el desempeño del sistema

cumple con el Criterio de Estabilidad Transitoria.



Cajamarca – Cáclic 220 kV y la LT Suriray – Cotaruse 220 kV, sin embargo al simularse

en estas líneas una falla monofásica con recierre exitoso, el desempeño del sistema

cumple con el Criterio de Estabilidad Transitoria.

En ambos años, la salida de la LT Cajamarca – Cáclic 220 kV produce la separación de

Moyobamba, Tarapoto e Iquitos del SEIN, configurando una condición no segura para el

sistema aislado resultante. Asimismo, la salida de la LT Trujillo - La Niña 500 kV produce

una condición de inestabilidad angular y tensiones de operación post contingencia muy

bajas (debajo de 0,7 p.u.).



27/02/2015

Final


4 Requerimiento de “generación eficiente” en el SEIN hacia el largo plazo

Se define como “generación eficiente” (relativo bajo costo operativo) a las siguientes

centrales de generación: hidroeléctricas, térmicas a gas natural y carbón. En ese sentido, el

requerimiento de “generación eficiente” en el SEIN hacia el largo plazo, está referido a la

incorporación de nuevos proyectos de oferta de generación que utilizan estas fuentes para la

cobertura de la demanda del SEIN.

El estudio de Informe de Diagnóstico tiene como premisa de que los futuros de demanda y la

oferta de generación no están definidos, sino que son inciertos, siendo estas las

incertidumbres principales a considerar.

Asimismo, como parte de la oferta de generación futura definidas hasta aproximadamente el

año 2018, existen proyectos de “generación eficiente” comprometidos y de alta probabilidad

de desarrollarse, que a la fecha se encuentran en etapa de construcción, adjudicados o

cuentan con concesiones definitivas lo que los lleva a tener un alto nivel de certidumbre de

ejecución. Los proyectos de generación posteriores al año 2018 se consideran inciertos a

excepción de la operación de las unidades del Nodo Energético del Sur con gas natural y la

CT Quillabamba3 consideradas en el año 2020.

Considerando la magnitud y las tasas de crecimiento de la demanda del SEIN, se esperaría

que los proyectos de generación a desarrollar sean de gran envergadura, con tiempos de

maduración de hasta siete años o más. Esto podría llevar a que en el mediano plazo pueda

existir un descalce entre la demanda eléctrica y la oferta de “generación eficiente” en el SEIN,

lo que llevaría a un incremento de precios temporal de la energía eléctrica.

Teniendo en cuenta lo anterior, se ha realizado un análisis de balance de oferta de

generación - demanda (máxima anual), considerando la proyección de la demanda Base

(escenario medio), con el objeto de evaluar la cobertura de la demanda con energía de

relativo bajo costo. En ese sentido, se ha hecho un análisis determinístico, considerando la

proyección de demanda media y la expansión de la oferta de “generación eficiente”,

conformada por proyectos de generación comprometidos (de mayor certidumbre), proyectos

de largo plazo aún inciertos que cuentan con estudios, considerando el tiempo mínimo de

3 En proceso de licitación en PROINVERSIÓN



27/02/2015

Final


implementación para cada uno, y proyectos de generación a gas natural asociados al

desarrollo de ductos de gas.

Escenarios

Se analizó dos escenarios de requerimiento de “generación eficiente” hacia el largo plazo:

Caso Base y

Caso Sensibilidad.

Caso Base: La “generación eficiente” del SEIN estará conformado por los siguientes

proyectos : proyectos comprometidos, pequeños proyectos (RER) que podrían desarrollarse

hasta el año 2019, CT Quillabamba y conversión a gas natural de las centrales del Nodo

Energético del Sur en el año 2020, y los posibles proyectos hidroeléctricos que ingresarían al

sistema a través de la subasta de los 1200 MW en generación hidroeléctrica4 (previstas a

adjudicarse a finales del 2015) y que podrían iniciar su operación en el periodo 2020 - 2022,

tal como se muestra en la Figura 4.1.

Figura 4.1 Expansión de “generación eficiente” con proyectos hidroeléctricos.

4 Suministro de Energía de nuevas Centrales Hidroeléctricas, en proceso de licitación por

PROINVERSIÓN

0

2 500

5 000

7 500

10 000

12 500

15 000

17 500

20 000

22 500

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

MW

Ingreso de generación eficiente Generación eficiente, sin eólicas y solares Demanda Base

CCHH Machupicchu 2 (100

MW), Quitaracsa (112 MW)y Santa Teresa (98 MW), Cheves (168 MW) y RER

Hidro (31 MW)

CCHH Cerro del Aguila

(525MW), Chaglla (456MW)y RER Hidro (110 MW)

2015 - 2018 (Generacióncomprometida)

2019 - 2026 (Expansión incierta)

Amp. CT Santa Rosa TG8 (129

MW), Unidad TV de la CT Olleros (86 MW) y CCHH Pucará (150 MW) y RER Hidro (133 MW)

Licitación Hidro 2

(300 MW)

Licitación Hidro 3 (750 MW)

Nodo Energético Sur a Gas Natural en CS (1436 MW), Quillabamba (200 MW),


RER Hidros y Otros (150 MW)

CH La Virgen (64 MW),

Ampliación de CT Chilca (120 MW) y RER Hidro (66 MW)

Excedente de generación eficiente

Déficit de generación eficiente



27/02/2015

Final


Se observa que con la “generación eficiente” comprometida y los de alta probabilidad de

desarrollarse, se cubre la demanda con un equilibrio ajustado hasta el año 2018. A partir del

año 2020 se observa que con la puesta en operación a gas natural de las CCTT del Nodo

Energético del Sur (ciclo simple) y de la CT Quillabamba, la situación mejora y con la puesta

en operación de los 1200 MW de generación hidroeléctrica existiría cierta reserva con

generación eficiente hasta el año 2023.

Si a partir del año 2024 no se implementan nuevos proyectos de “generación eficiente”, el

déficit podría alcanzar un valor del orden de 900 MW aproximadamente en el año 2026.

Sensibilidad: Además de la expansión de la oferta de generación del caso Base, en el

periodo 2024 – 2026 se consideran proyectos a gas natural asociados al Nodo Energético del

Sur y al Sur Medio del SEIN que totalizan aproximadamente 170 MW en el periodo 2024 -

2026, tal como se aprecia en la Figura 4.2.

Figura 4.2 Expansión de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y a gas natural.

Se observa que con el ingreso de generación a gas natural en la zona Sur y en el Sur Medio

del SEIN, en el periodo 2024 - 2026 se consigue obtener excedentes de generación eficiente

en este periodo, del orden de 900 MW.

Del presente análisis se observa lo importante que es que el Gasoducto del Sur ingrese a lo

más en el año 2020 y que de estar en servicio a partir del año 2019 podría evitar el déficit

0

2 500

5 000

7 500

10 000

12 500

15 000

17 500

20 000

22 500

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

MW

Ingreso de generación eficiente Generación eficiente, sin eólicas y solares Demanda Base

CCHH Machupicchu 2 (100

MW), Quitaracsa (112 MW)y Santa Teresa (98 MW), Cheves (168 MW) y RER

Hidro (31 MW)

CCHH Cerro del Aguila

(525MW), Chaglla (456MW)y RER Hidro (110 MW)

2015 - 2018 (Generacióncomprometida)

2019 - 2026 (Expansión incierta)

Amp. CT Santa Rosa TG8 (129

MW), Unidad TV de la CT Olleros (86 MW) y CCHH Pucará (150 MW) y RER Hidro (133 MW)

Licitación Hidro 2

(300 MW)


Nodo Energético Sur a Gas Natural en CS (1436 MW), Quillabamba (200 MW),


RER Hidros y Otros (150 MW)

CH La Virgen (64 MW),

Ampliación de CT Chilca (120 MW) y RER Hidro (66 MW)

Excedente de generación eficiente

Nueva Generación Gas Natural 1 (500 MW)

Nueva Generación Gas Natural 2 (850 MW)

Nueva Generación Gas Natural (400 MW)



27/02/2015

Final


menor de “generación eficiente” que se observa en este año, ya que abastecería de gas

natural a la CT Quillabamba o a las CCTT del Nodo Energético del Sur.

Se observa la importancia de los 1200 MW de generación hidroeléctrica a subastarse en el

año 2015 para cubrir la demanda en el periodo 2020 – 2022.

Asimismo se observa que a partir del año 2024 se podría cubrir la demanda con el desarrollo

de nueva generación que utilice el gas natural en la zona Sur y Sur Medio del SEIN.

5 REFERENCIAS

[1]: Estudios para el “Reforzamiento de la Línea de Transmisión 220 kV Mantaro-Cotaruse-

Socabaya”, realizado por la Consultoría Colombiana S.A. (ConCol), año 2009.

[2]: Informe COES/SEV “Actualización de las capacidades de líneas, transformadores y

acoplamientos de barras del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional” de junio 2014.

[3]: Contrato de Concesión SGT "Línea de Transmisión 500 kV Mantaro-Marcona-Socabaya-

Montalvo y Subestaciones Asociadas", versión final Junio 2013.

[4]: Procedimiento Técnico COES PR-9: Coordinación de la Operación en Tiempo Real del

Sistema Interconectado Nacional, modificado según Resolución OSINERGMIN N° 004-2011-

OS/CD del 13 de enero de 2011.

[5]: Procedimiento Técnico COES PR-20: Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en

el SEIN, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 035-2013-OS/CD del 14 de marzo

de 2013.

[6]: Informe COES/D-744-2010 “Tensiones de operación en las principales barras del SEIN”.

[7]: Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión, Resolución

Ministerial Nº 129-2009-MEM/DM

[8]: Procedimiento Técnico COES PR-8: Criterios de Seguridad Operativa de Corto Plazo

para el SEIN. Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 247-2014 -OS/CD, entró en

vigencia el 01 de Enero 2015.

Fecha Versión N° Informe Elaborado Revisado Aprobado

27.02.15 Final COES/DP-01-2015 SPL FPW EAM

Documents

05_Informe Principal (Completo)