edelnor plan transm - informe final vf

Edelnor S.A.A.

Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2022

Informe Final ajustado

Enero de 2012

Edelnor S.A.A 26/1/12

Edelnor S.A.A.

Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2022

Informe Final ajustado

Enero de 2012

Prepared by:

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Lima 18 Perú

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PREFACIO

Con motivo de lo dispuesto por la normativa vigente, en particular por la Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD “Tarifas y Compensaciones para

Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” que establece los criterios y metodología para la determinación de los Peajes y Compensaciones por el servicio de transmisión de los SST y

SCT; se requiere desarrollar un estudio de planeamiento del sistema eléctrico de Edelnor.

A esos efectos Edelnor Sociedad Anónima (Edelnor) contrató a BA Energy Solutions (BAES) para elaborar el Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2022 para los sistemas ubicados en Lima Norte, Huaral-Chancay, Huacho y

Supe-Barranca-Pativilca. Asimismo dentro de los alcances de la contratación está comprendido el brindar soporte a Edelnor en el proceso de aprobación por

parte del OSINERGMIN del Plan de Inversiones 2013-2022.

Entre las tareas asignadas a BAES se encuentra la de determinar el plan de inversiones del conjunto de las instalaciones de transmisión requeridas para el

periodo de estudio y para las que entrarán en operación dentro del período mayo 2013 – abril 2022 que comprende los siguientes aspectos:

Información general sobre el sistema eléctrico a remunerar.

Proyección de la demanda en transmisión.

Análisis y diagnóstico del estado actual de las instalaciones de

subtransmisión.

Determinación de los Módulos Óptimos de transformación y transmisión

Planificación del sistema de subtransmisión y determinación de las

alternativas de desarrollo.

Evaluación económica de las alternativas de desarrollo.

Determinación del Plan de Obras

El presente trabajo corresponde al Informe Final ajustado en función de las Observaciones presentadas por el Osinergmin al Informe presentado el 1 de Setiembre del año 2011, y en el mismo se describen los criterios y premisas

consideradas, metodología empleada, y los estudios de proyección de demanda, potencia y energía, el diagnóstico de las instalaciones existentes y

la determinación de los módulos óptimos de transformación para la expansión del sistema, el planeamiento y evaluación técnica de las alternativas viables,

la determinación de los costos de inversión de las alternativas, la evaluación económica de las alternativas y selección de mejor alternativa, la determinación del plan de obras para el corto, mediano y largo plazo y la

descripción de la implementación progresiva del plan de obras y estimación de operación comercial.

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Edelnor S.A.A.26/1/12

INDICE

PREFACIO

1. Introducción

2. Proyección de la demanda de energía y potencia

2.1 Metodología de proyección

2.2 Datos históricos y variables explicativas

2.3 Proyección de ventas a usuarios menores

2.4 Distribución de las ventas a usuarios menores

2.5 Proyección de ventas a usuarios mayores

2.6 Demandas adicionales

2.7 Resultado de la proyección de la demanda

3. Análisis y diagnóstico del estado actual de las

instalaciones existentes

3.1 Metodología de diagnóstico

3.2 Descripción del Sistema Eléctrico Actual de Edelnor

3.3 Análisis y diagnóstico del estado actual de las instalaciones

3.4 Conclusiones

4. Determinación de los módulos óptimos de líneas y subestaciones

4.1 Zonificación del mercado atendido por el sistema de transmisión

4.2 Definición de las alternativas técnicas a evaluar

4.3 Evaluación de los alternativas de módulos de transformación

5. Planeamiento y Evaluación de Alternativas Viables

5.1 Criterios utilizados para el análisis de la validez

técnica de las alternativas

5.2 Identificación de la posibilidad de máxima

ampliación de las SET AT/MT existentes

6. Ampliación de capacidad e incorporación de SET AT/MT

y SET MAT/AT

6.1 Evolución de la carga y saturación de SET AT/MT

6.2 Repotenciación de SET AT/MT existentes

6.3 Incorporación de nuevas SET 60 kV/MT para descargar las SET saturadas

7. Análisis de alimentación de las SET AT/MT

…

iii


7.1 Requerimiento de nuevas SET MAT/AT

7.2 Análisis de refuerzo de las SET AT/MT existentes

7.3 Alternativas de alimentación de las nuevas SET

AT/MT

7.4 Análisis de la alternativa de adquisición de reserva

fija y móvil

8. Incorporación de SET MAT/AT y Alternativas de alimentación de las mismas

8.1 Evaluación de alternativas para alimentar Lima en

500 kV

8.2 Alternativas de alimentación de las SET MAT/AT

desde el SEIN

9. Evaluación Económica de las alternativas

9.1 Criterios utilizados para la evaluación de las

alternativas

9.2 Determinación de los costos totales de cada

alternativa

9.3 Selección de la alternativa Óptimade cada grupo

10. Plan de Obras

10.1 Plan de Obras 2013 -2022

10.2 Resultado de la valorización del Plan de Obras

Anexos

ANEXO A: Modelo de optimización de alternativas

ANEXO B: Series históricas para el pronóstico de la demanda

ANEXO C: Pronóstico por sistema para los usuarios menores

ANEXO D: Pronóstico de demanda urbanización Collique

ANEXO E: Informe sobre posibilidades de ampliación en SSEE

existentes

ANEXO F: Esquemas Unifilares de SSEE 220/60 kV; 60/10 kV

-Nuevas y existentes

ANEXO G: Esquemas de Planta General de SSEE 220/60/10

kV - Existentes y Nuevas

…

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ANEXO H: Trazado de ruta de las líneas de transmsión de 60 kV y 220 kV

ANEXO I: Soterramiento en línea de Alta Tensión por distancia mínima de seguridad y por zona de ata

afluencia de público

ANEXO J: Incorporación en el Plan de Inversiones 2013-

2017 de celdas MT no consideradas en el Plan 2009-2013

ANEXO K: Situación de la adquisición del terreno para la SET

Nueva Jicamarca 220/60 kV

ANEXO L: Sustento de las nuevas conexiones (cargas

adicionales)

ANEXO M: Descripción de las Subestaciones 220/60 kV y

60/20/10 existentes y sus posibilidades de ampliación

ANEXO N: Selección de predios para las nuevas subestaciones

ANEXO O: Definición de las trazas de as nuevas líneas MAT y AT

ANEXO P: Cronogramas típicos de obras

ANEXO Q: Cambio de equipos 220 y 60 kV por elevada

Corriente de Corto Circuito

ANEXO R: Evaluación de alternativas para alimentar Lima

1-1


1. INTRODUCCIÓN

Los criterios y metodologías con los que fue confeccionado el presente estudio están basados en la normativa técnica, de calidad, ambiental, edilicia y

reglamentaria existente en el Perú y, en particular, en la región de Lima.

Además se ha tomado como referencia la bibliografía nacional e internacional, como por ejemplo el Código Nacional de Electricidad, normas de la Comisión

Electrotécnica Internacional (IEC), recomendaciones de la IEEE, normas de la ANSI, normas VDE, etc.

La Base Legal y Normativa a tener en cuenta, sin ser limitativa, será la siguiente:

Ley Nº 25844, Concesiones Eléctricas.

Ley Nº28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

Decreto Supremo Nº009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El plan de inversiones 2009-2012 para el área de demanda 6, aprobado

por OSINERGMIN con Resolución Nª 075-2008-OS/CD y la Resolución OSINERGMIN N° 141-2009-OS/CD que la modifica.

Resolución OSINERGMIN Nº0023-2008-OS/CD, Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, en adelante denominada “Norma

Tarifas”

Decreto Supremo Nº027-2007-EM, Reglamento de Transmisión.

Resolución OSINERGMIN Nº184-2009-OS/CD del 14 octubre 2009,

Resolución OSINERGMIN Nº022-2008-OS/CD, Liquidación Anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica.

Resolución OSINERGMIN Nº024-2008-OS/CD, Procedimiento de Altas y Bajas de Sistemas de Transmisión.

Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD, Procedimiento para la asignación de responsabilidad de pago de los Sistema Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión.

Resolución OSINERGMIN Nº 058-2009-OS/CD, Áreas de Demanda.

Resolución OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD, Porcentajes para

determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión hasta el 30 abril 2015.

Resolución OSINERGMIN Nº 089-2009-OS/CD, Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión.

Resolución OSINERGMIN Nº 015-2011-OS/CD, Actualización de la Base

de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2010.

1. Introducción

1-2


Resolución OSINERGMIN Nº 029-2011-OS/CD, Proyecto de Modificación del “Texto único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos

para Fijación de Precios regulados” aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD. Se deberá considerar la versión definitiva de la Resolución que aprobará la modificación planteada.

Resolución OSINERGMIN Nº 030-2011-OS/CD, Proyecto de Modificación de la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de

Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” aprobado por Resolución OSINERGMIN Nº0023-2008-OS/CD. Se deberá considerar la versión definitiva de la Resolución que aprobará la modificación

planteada.

Plan de Transmisión del SEIN del COES.

Proyecto Ampliación 7 de ISA-REP, aprobado por el MEM.

Código Nacional de Electricidad – Suministro, aprobado por Resolución Ministerial Nª 366-2001-EM/VME.

Norma Técnica de la Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo Nª 020-97-EM.

Reglamento Nacional de Edificaciones, aprobado por Decreto Supremo Nª 011-2006-VIVIENDA.

Otras normas nacionales e internacionales aplicables.

Los criterios y metodologías se basarán además en bibliografía nacional e internacional, como por ejemplo el Código Nacional de Electricidad, normas de

la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), recomendaciones de la IEEE, normas de la ANSI, normas VDE, etc.

En el Capítulo 2 se desarrolla la tomando en cuenta los lineamientos establecidos en la normativa vigente. En cumplimento de la misma la

proyección se desarrolló para el Área de Demanda 6, la cual incluye instalaciones de las empresas Edelnor, Coelvisac, Emsemsa e Hidrandina,

correspondientes a ocho Sistemas Eléctricos.

La proyección se desarrolló tomando como base las demandas históricas correspondientes al periodo 1996-2010 y las cargas especiales de clientes a

ser consideradas en el crecimiento escalonado de la demanda.

En el Capítulo 3 se presentan los resultados obtenidos del diagnóstico de las

Instalaciones Existentes, para lo que se se simuló la red de EDELNOR con el escenario correspondiente a la demanda máxima de 2010, y sobre la misma se realizó un análisis detallado por cada SET, verificando restricciones o

congestiones en líneas y transformadores, sobretensión o caídas de tensión, requerimientos de compensación reactiva, niveles de cortocircuito, problemas

de seguridad y confiabilidad del sistema, condición N-1.

1. Introducción

1-3


El Capítulo 4 comprende el estudio desarrollado para determinar los módulos óptimos de transformadores y líneas de transmisión, para diferentes niveles de

tensión en Alta Tensión, de manera de permitir las alternativas de análisis de expansión del Sistema de Subtransmisión (SST) considerando distintos niveles de tensión.

Para realizar este estudio se efectuó la zonificación del mercado atendido por el SST, se identificaron las tecnologías aplicables a cada una de las zonas (a

partir de los Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión aprobados por el Osinergmin) y se procedió a evaluar los módulos óptimos de transformación y de transmisión en líneas y cables para cada una de las zonas

establecidas utilizando un modelo de Evaluación de Alternativas técnicas de Sistemas de Transmisión que permite determinar y comparar los Costos

Presentes Totales de distintas alternativas de módulos de transformación y transmisión.

En el Capítulo 5 se plantean los criterios aplicados para efectuar la evaluación

de alternativas, y se realiza un análisis para identificar la capacidad posible de ampliación de transformación en las SET existentes.

El análisis de la evolución de la carga en las SET AT/MT, las transferencias de carga entre SET contiguas y la repotenciación de las existentes y la incorporación de nuevas SET y su incremento de capacidad se presenta en el

Capítulo 6.

En el Capítulo 7 se plantean y desarrollan las alternativas para la

alimentación de las SET AT/MT existentes, incluyendo la necesidad de incorporación de nuevas SET MAT/AT y el refuerzo de las existentes, el análisis de los vínculos de las SET AT/MT existentes y de los requeridos para conectar

las nuevas, y la evaluación de la necesidad de adquirir SET y transformadores de reserva.

En el Capítulo 8 se analiza y evalúa la incorporación de nuevas SET MAT/AT y se establecen las distintas alternativas para su alimentación desde el SEIN.

La evaluación económica de las distintas alternativas planteadas se lleva a cabo en el Capítulo 9 de este informe, donde se determinan y proyectan para el horizonte de evaluación, adoptado en 30 años, los costos anuales de

inversión, operación y mantenimiento y de pérdidas de energía y potencia.

La selección de la alternativa óptima en cada caso analizado es la que resulta

con los menores costos totales entre las comparadas.

Finalmente en el Capítulo 10 se presenta los criterios utilizados para la confección del Plan de Obras 2013-2022, y los principales resultados

correspondientes a su valorización.

2-1


2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA

En este Capítulo se presenta la metodología empleada para efectuar el pronóstico de la demanda, los datos básicos sectoriales y extra sectoriales

utilizados, así como el tratamiento dado a los mismos, y un resumen de los resultados alcanzados. Por otra parte, en los Anexos se brinda información detallada correspondiente al estudio de la demanda efectuado.

2.1 METODOLOGÍA DE PROYECCIÓN La proyección de demanda se realizó tomando en cuenta los lineamientos establecidos en la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas

Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (“Norma Tarifas”) establecida por la Resolución OSINERGMIN N° 050-211-OS/CD. Al respecto, la norma vigente presenta en su Artículo 7º los criterios

generales para elaborar la proyección de la demanda para instalaciones asignadas total o parcialmente a los Usuarios. Dichos criterios se resumen y

presentan en este capítulo, describiendo la metodología empleada.

Además, para efectuar la proyección de la demanda de energía y potencia también se consideraron los criterios publicados por el OSINERGMIN mediante

la Resolución Nº 207-2010-OS/CD del 12 de agosto de 2010 en el Informe N° 0271-2010-GART, que contiene el desarrollo y los resultados del proceso

regulatorio a través del cual se fijaron las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT para el período de vigencia del 01 de noviembre 2009 al 30 de abril 2013.

Adicionalmente, también se consideraron y utilizaron los criterios e información contenidos en el Informe 0207-2009-GART “Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda

6”, fechado en Mayo de 2009, en particular respecto de lo publicado en el Capítulo 11 del estudio, conteniendo la propuesta de proyección de la

demanda del OSINERGMIN.

En cumplimento de la “Norma Tarifas” la proyección se desarrolló para el Área de Demanda 6, la cual incluye instalaciones de las empresas Edelnor,

Coelvisac, Emsemsa e Hidrandina, correspondientes a ocho Sistemas Eléctricos:

Coelvisac: Sistema Eléctrico Andahuasi

Edelnor: Sistemas Eléctricos Lima Norte, Huacho, Supe Barranca Pativilca, Sayán Humaya y Huaral Chancay

Emsemsa: Sistema Eléctrico Paramonga

Hidrandina: Sistema Eléctrico Huarmey

La proyección se desarrolló tomando como base las demandas históricas que proporcionó Edelnor para las instalaciones del área de demanda 6, para el periodo 1996-2010. Estas series históricas corresponden a los valores del

SICOM, y fueron proporcionadas a Edelnor por la GART en la etapa de revisión y ajuste de los estudios.


2-2


Se identificaron además las cargas especiales de clientes a ser consideradas en el crecimiento escalonado de la demanda, incorporando al estudio

solamente a los proyectos de ampliación o nuevas cargas que cuentan con el debido sustento.

No estuvieron disponibles para el Consultor en tiempo y forma ni las series

históricas, ni las potencias coincidentes y no coincidentes del año base de las instalaciones correspondientes a titulares diferentes de Edelnor, ni las

proyecciones de demanda efectuadas por los mismos, sino solamente las energías correspondientes a ventas en cada sistema, ajustadas según los datos del SICOM y provistas por la GART. Sobre el final del estudio se

recibieron las proyecciones de potencia (coincidentes y no coincidente) de Hidrandina, de las que se adoptaron las estimaciones para la SET Huarmey, y

también se recibieron las proyecciones de SN Power, de las cuales se tomaron los datos del año base y proyección hasta el año 2013 de los usuarios mayores conectados a la SET Paramonga Existente.

La proyección de demanda se efectuó para tres escenarios: optimista, medio y conservador.

Los criterios generales establecidos por la “Norma Tarifas” para elaborar la proyección de la demanda son aquellos que se resumen a continuación:

La proyección de las ventas de energía a usuarios no incluye las

pérdidas en baja tensión ni en media tensión, las que se agregan posteriormente considerando los valores estándar vigentes en cada

Sector Típico de Distribución.

La proyección de demanda se elaboró de manera sustentada y documentada mediante métodos y modelos de proyección tendenciales,

tanto como aquellos que toman en cuenta las estadísticas de consumo histórico de electricidad, la evolución del PBI en el Área de Demanda 6,

la evolución de la población, de los precios de la energía, y la evolución del número de clientes. Respecto de la serie de consumos y número de

clientes se solicitó y trabajó con los datos históricos de Edelnor incluidos en su base de datos comercial para el año base. Los índices macroeconómicos se tomaron de las estadísticas de Cuentas Nacionales

del INEI, así como los datos poblacionales, su distribución geográfica en el área bajo estudio, y las previsiones de crecimiento (sobre la base de

los datos censales).

La información de base empleada es la estadística histórica de consumos y cantidad de clientes de las empresas de distribución

alimentadas desde los SST y SCT en estudio.

Para el caso de los Usuarios Menores las demandas de energía y

potencia eléctrica se proyectaron para el total del área de demanda mediante diversos modelos alternativos. Luego se efectuó la desagregación por cada subestación y nivel de tensión con base a las

proporciones del año representativo. Para precisar la desagregación se utilizó la información de vinculación cliente-red de Edelnor (cadena

eléctrica). El procesamiento de esa información permitió asignar y


2-3


distribuir las ventas de energía primero por alimentador de MT y luego por SET.

La proyección de demanda para los Usuarios Mayores se realizó de manera individual para cada caso, teniendo en cuenta la información presentada por estos Usuarios respecto de ampliaciones de carga

cuando correspondió, y solicitudes de nuevos suministros debidamente sustentadas.

Para el caso de demandas nuevas de usuarios Menores, no comprendidas en los datos estadísticos y que se incluyeron en el estudio (nueva urbanización), se acompaña el estudio con la documentación

que sustenta la solicitud de nuevos suministros, y su cronograma de incorporación en el horizonte de estudio.

Tal como se indica en el Artículo 9º de la Norma, para efectuar la proyección de la demanda se cumplieron las siguientes etapas:

2.1.1 Recopilación de la información requerida

Se utilizó la siguiente información:

Registro de la potencia cada 15 minutos de alimentadores y transformadores de SETs para los días de máxima demanda del SST, del SEIN y de la SET del año representativo anterior al del Estudio. Esta

información se utilizó además para identificar a los Usuarios Mayores considerados en el estudio.

Potencias máximas por SET para el año 2011. Para la presentación de la Propuesta de Plan de Inversiones ajustada, los factores de carga de cada SET se adecuaron a partir del año 2011 inclusive, de modo de

reflejar las potencias máximas registradas durante ese año.

Registro de la potencia cada 15 minutos para los usuarios libres y de

peaje de Edelnor. Luego, los Factores de Carga (FC), Factores de Contribución a la Punta (FCP), Factores de Simultaneidad (FS), Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema

eléctrico (FPHMS) y Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del área de demanda (FPMWHS) para

Usuarios Menores y por cada nivel de tensión de cada SET para el año representativo, se obtuvieron por diferencia entre los registros para las SET y los correspondientes a los usuarios mayores y de peaje

conectados a ellas.

Identificación de los Usuarios Mayores: se investigaron los registros con

mediciones cada 15 minutos de todos los usuarios AT y MT de Edelnor, incluidos los clientes de peaje, y se identificaron todos aquellos que durante el año 2010 alcanzaron o superaron una potencia de 2,5 MW. El

resultado se utilizó para conformar la relación de Usuarios Mayores tratados como tales en el estudio. El criterio indicado implica que en el

estudio se consideró Menor a aquellos usuarios que durante el año 2010 no alcanzaron los 2,5 MW que determina la Norma, aun cuando

hubiesen superado esa potencia en años anteriores.


2-4


Información histórica de variables independientes, tales como PBI, número de clientes y población regional correspondiente al Área de

Demanda 6

Ventas históricas de energía a Usuarios Menores de Edelnor, por cada nivel de tensión. Dada la serie de ventas totales de Edelnor, ajustada a

los valores del SICOM proporcionados por la GART, la serie histórica con las ventas a Usuarios Menores se generó descontando año a año las

ventas a los Usuarios Mayores identificados para el año 2010. La serie histórica de ventas totales de Edelnor

Datos de demanda en el año representativo de cada Usuario Mayor

(Máxima Demanda, Demanda coincidente con Máxima demanda del SEIN, Energía, FCP, FS); así como las solicitudes de ampliación de carga

cuando correspondieron

Demandas nuevas o proyectos de expansión a incorporarse en el sistema eléctrico que contaron con el sustento correspondiente

Para obtener la información correspondiente a las SET del Área de Demanda 6 de aquellos titulares diferentes de Edelnor se recurrió a la

siguiente información:

o Serie de ventas de energía y clientes 1996-2010: según los datos

del SICOM proporcionados por la GART a Edelnor.

o Datos de los Clientes Mayores que cargan sobre la SET

Paramonga Existente: se adoptaron los valores del estudio de

demanda de SN Power

o Potencias características para Huarmey 23 kV y Huarmey 10 kV:

se adoptaron los valores del estudio de Hidrandina (y las energías

y factores se ajustaron, de modo tal de reproducir esas

potencias)

o Otros Factores de Contribución a la Punta y Factores de

Simultaneidad: se tomaron del Informe 0207-2009-GART:

“Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en

Transmisión del Área de Demanda 6”, fechado en Mayo de 2009

2.1.2 Caracterización espacial de la carga en el área de demanda

Se determinó la densidad de carga utilizando un modelo de Zonificación del

mercado eléctrico. Con el objeto de alcanzar una mayor precisión en la descripción de la densidad se emplearon cuadrículas de 500 x 500 metros, y

los resultados se graficaron sobre la cartografía del área en estudio.

El análisis efectuado pudo efectuarse sólo para las cargas demandas por usuarios de Edelnor, ya que únicamente para ellos se contó con los datos

necesarios (demanda por cliente, coordenadas geográficas de cada uno y datos de la cadena eléctrica)


2-5


2.1.3 Proyección de la demanda de energía

Se efectuó por nivel de tensión para tres escenarios: optimista, medio y

conservador.

Usuarios Menores - proyección en forma global para el Área de Demanda 6: Se evaluaron diversos modelos econométricos y de

tendencias. La proyección finalmente seleccionada surgió de la consideración de diferentes modelos. Así, los tres primeros años de

proyección se estimaron según los resultados de un modelo econométrico, el cual determina las ventas totales para el área de demanda 6 mediante una correlación múltiple con la evolución del PBI,

la población en el área y el precio de la energía. La venta del año horizonte (2022) se estimó como el promedio de los resultados de un

modelo tendencial exponencial y otro polinómico, y las ventas de los años intermedios (2014 a 2021) se interpolaron linealmente. Con esta metodología se proyectó la demanda hasta el año 2022 según un

escenario definido como Medio o Esperado, y se utilizó el modelo econométrico (Ventas vs PBI, Población, Precio de la energía) para

definir los escenarios Optimista y Pesimista.

Usuarios Mayores: se consideraron cargas concentradas en los puntos de suministro del año base o de referencia, y ampliaciones de carga

para los casos debidamente sustentados. Para el caso de los usuarios PANASA y QUIMPAC conectados a la SET Paramonga Existente se

adoptó el incremento de carga presentado en el estudio de SN Power.

Demandas Nuevas: se consideraron aquellas para las cuales Edelnor cuenta con solicitudes de habilitación sustentadas, y – dentro de estas –

aquellas lo suficientemente significativas como para considerarlas no contempladas por el crecimiento vegetativo de las ventas de la

empresa. No se consideraron demandas nuevas en las jurisdicciones de otros titulares diferentes de Edelnor, debido a que los mismos no

aportaron información al respecto (solicitada en reiteradas oportunidades).

Integración de pérdidas: a las proyecciones globales de energía a nivel

de BT y MT se añadieron valores equivalentes al porcentaje de expansión de pérdidas de energía estándares totales en MT y BT

vigentes en el Sector Típico de Distribución correspondiente, para cada año.

2.1.4 Conversión de la proyección de energía a proyección de

potencia

La proyección de la demanda de energía se separó por sistema eléctrico, SET

y nivel de tensión, Usuarios Menores y Usuarios Mayores, considerando en el proceso las pérdidas estándares de energía respectivas.

La transformación de la proyección de la energía a proyección de potencia coincidente a niveles de MT y AT se realizó utilizando los factores FC, FCP y FS

que correspondían a cada caso.


2-6


Para las instalaciones y clientes de Edelnor se contó con información detallada que se utilizó para completar el siguiente proceso:

Se utilizaron los datos de la base de datos comercial de Edelnor del año 2010 para acumular las ventas de energía sobre cada SET. Para ello se empleó la cadena eléctrica Usuario-SED-Alimentador MT-SET

En cada SET se identificaron las ventas a usuarios AT, MT (Mayores y Menores) y BT

Se emplearon los registros del año 2010 con mediciones cada 15 minutos para cada SET y para cada Usuario Mayor calculando por diferencia los factores FC, FCP y FS correspondientes a los Usuarios

Menores MT y BT de cada SET.

Se emplearon los registros de potencias máximas del año 2011 para

cada SET para ajustar las máximas modeladas. El ajuste se efectuó adecuando los factores de carga de cada SET, y de modo que los resultados se reflejan sobre cada uno de los años de pronóstico

siguientes.

Para el caso de los Usuarios Menores de las SET propiedad de otros titulares

diferentes de Edelnor, ante la falta de información directa se adoptaron los factores FC, FCP y FS publicados por el OSINERGMIN en su Informe 0207-2009-GART. Lo expresado es válido para las SET Andahuasi y Paramonga

Existente. Para el caso de la SET Huarmey se adoptaron los valores de potencias (máxima por SET no coincidente, coincidente con el SEIN y

coincidente con el SST) del estudio de Hidrandina. Esta empresa informó al Consultor sólo su proyección de potencias, y por lo tanto las energías y factores para las barras de Huarmey debieron ajustarse para reproducir las

potencias deseadas.

Para el caso de los Usuarios Mayores que cargan sobre las SET propiedad de

otros titulares diferentes de Edelnor, ante la falta de información directa se adoptaron los factores FCP y FS publicados por el OSINERGMIN en su Informe

0207-2009-GART, mientras que el FC se recalculó utilizando las energías demandadas por cada uno en el año 2010 y una potencia máxima estimada tomada de información del COES. Para el caso de los usuarios mayores

conectados

Lo dicho es válido para los siguientes Usuarios Mayores:

Agroindustrias Paramonga (SET Paramonga Existente)

Panasa (SET Paramonga Existente)

Quimpac Paramonga (SET Paramonga Existente)

Minera Antamina Puerto (barra 9 de Octubre)

2.2 DATOS HISTÓRICOS Y VARIABLES EXPLICATIVAS

Los datos históricos se refieren a la identificación de las ventas a Usuarios

Menores y Mayores, así como los factores que caracterizan su consumo, y a la


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determinación del número de clientes, población en el área y serie del PBI departamental, utilizados como variables explicativas en los modelos de

pronóstico.

Los datos históricos y variables explicativas se utilizaron para elaborar el pronóstico del Área de Demanda 6, la cual incluye a los siguientes Sistemas

Eléctricos:

Lima Norte

Huaral-Chancay

Huacho

Supe-Barranca-Pativilca

Sayán-Humaya

Andahuasi

Huarmey

Paramonga

En el presente estudio los sistemas Huacho y Supe-Barranca-Pativilca se

trataron como un conjunto.

El Consultor dispuso de información oportuna, detallada y acorde con lo

especificado en la Norma Tarifas, sólo para los sistemas eléctricos cuyo titular es la empresa Edelnor.

2.2.1 Ventas de energía a los Usuarios Menores

Edelnor proporcionó las series históricas de ventas totales de energía eléctrica

y número de clientes para cada uno de los sistemas objeto de estudio de los cuales es titular, desagregadas por nivel de tensión y tipo de cliente (regulado, libre y libre de peaje).

En la etapa de preparación de la Propuesta de Plan de Inversiones ajustada, estas series históricas se rectificaron para adecuarlas a los datos del SICOM,

proporcionados por la GART.

Por otra parte la empresa proporcionó los registros con mediciones cada 15’ correspondientes al año 2010 de sus clientes MT y AT, incluyendo a los de

peaje, y series históricas de ventas a clientes libres y de peaje.

El procesamiento de las mediciones cada 15’ permitió identificar a cada uno de

los usuarios que durante el año 2010 alcanzaron o superaron en algún instante del año una potencia de 2,5 MW. Estos clientes fueron calificados como Usuarios Mayores.

Conocidas ahora las razones sociales y/o Número de Suministro correspondiente, se utilizaron las series históricas detalladas para descontar

de las series de ventas totales el consumo de los Usuarios Mayores,


2-8


obteniendo entonces por diferencia los datos históricos de los Usuarios Menores para los sistemas eléctricos de Edelnor.

En el caso de los sistemas eléctricos con titulares diferentes de Edelnor no fue posible reproducir el procedimiento indicado. Para esos sistemas se recurrió a la información del SICOM provisto por la GART (ventas totales en BT y en MT).

Luego, la reunión de toda la información procesada, clasificada por nivel de tensión y para los mercados libre y regulado, permitió determinar las ventas a

los Usuarios Menores del Área de Demanda 6, que son las que se muestran en la siguiente Tabla 2.1:

Tabla 2.1: Serie histórica de ventas de energía [MWh]

En los Anexos se presentan cuadros con la desagregación de estos datos por

sistema eléctrico.

2.2.2 Distribución de las ventas a Usuarios Menores por SET

Para efectuar la distribución de las ventas por subestaciones se utilizaron los datos de la base comercial de Edelnor para el año base 2010 y la información

de cadena eléctrica Usuario-SED-Alimentador de MT-SET.

El procesamiento efectuado permitió determinar la energía suministrada por

cada subestación a los clientes menores (sin pérdidas), y en consecuencia, calcular los factores de participación que indica la Norma Tarifas.

Para los sistemas con titulares diferentes de Edelnor la información se obtuvo

directamente por SET, por lo cual no se requirió de distribución alguna.

Como parte de la revisión del estudio de pronóstico de la demanda se

consideraron las pérdidas fijadas por la Resolución OSINERGMIN Nº 181-2009-

OS/CD, para cada año de proyección hasta el año 2013, y manteniendo

constantes los valores del año 2013 para los años de proyección restantes.

TOTAL

AÑO AT MT (2) Sub-Total MT(1) BT(1) Sub-Total AT MT+BT VENTAS

1996 00.00 466,019.57 466,019.57 486,866.39 1,661,105.15 2,147,971.54 00.00 2,613,991.11 2,613,991.11

1997 00.00 502,174.96 502,174.96 539,823.70 1,789,047.97 2,328,871.67 00.00 2,831,046.63 2,831,046.63

1998 2,052.95 453,315.94 455,368.89 590,972.28 1,886,869.33 2,477,841.61 2,052.95 2,931,157.55 2,933,210.50

1999 1,887.17 397,307.15 399,194.31 612,280.91 1,918,306.25 2,530,587.16 1,887.17 2,927,894.31 2,929,781.47

2000 1,844.57 406,535.71 408,380.28 678,523.43 1,971,796.16 2,650,319.59 1,844.57 3,056,855.30 3,058,699.87

2001 1,823.17 405,190.90 407,014.06 705,630.43 2,011,066.65 2,716,697.07 1,823.17 3,121,887.97 3,123,711.14

2002 1,721.88 436,209.03 437,930.91 763,849.46 2,105,802.07 2,869,651.54 1,721.88 3,305,860.56 3,307,582.44

2003 1,814.86 336,235.79 338,050.65 807,863.24 2,157,883.99 2,965,747.23 1,814.86 3,301,983.01 3,303,797.87

2004 1,694.26 330,498.68 332,192.94 876,020.37 2,282,802.72 3,158,823.08 1,694.26 3,489,321.76 3,491,016.02

2005 1,630.81 278,782.34 280,413.15 965,343.55 2,386,978.61 3,352,322.16 1,630.81 3,631,104.50 3,632,735.31

2006 1,661.99 275,474.85 277,136.85 1,068,587.95 2,551,138.33 3,619,726.29 1,661.99 3,895,201.14 3,896,863.13

2007 1,758.18 283,162.82 284,921.00 1,180,336.91 2,727,185.32 3,907,522.23 1,758.18 4,190,685.05 4,192,443.23

2008 1,779.61 289,241.39 291,021.00 1,286,692.37 2,947,961.69 4,234,654.07 1,779.61 4,523,895.46 4,525,675.07

2009 1,810.77 269,214.67 271,025.44 1,356,670.03 3,037,669.90 4,394,339.93 1,810.77 4,663,554.59 4,665,365.37

2010 1,844.24 292,077.86 293,922.10 1,514,433.07 3,208,128.18 4,722,561.25 1,844.24 5,014,639.11 5,016,483.34

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

Mercado Libre Mercado Regulado MT+BT Totales Por Nivel de Tensión


2-9


Puesto que los factores de pérdida están fijados para los períodos Noviembre-

Octubre, en el modelo de proyección se consideró una ponderación para

considerar el peso de cada factor en cada año calendario.

Los siguientes cuadros muestran los valores fijados por el OSINERGMIN para

cada período, y a la derecha, los valores considerados en el modelo para cada

año. La ponderación efectuada se puede observar en la hoja “Datos Pérdidas”

del modelo de demanda presentado como sustento de los estudios.

Tabla 2.2: Serie histórica de ventas de energía [MWh]

AÑO 2010 MODELO DE DEMANDA

Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 1 Sector 2 Sector 3

Media Tensión Media Tensión

Energía PEMT 1.0126 1.0121 1.0204 Energía PEMT 1.0126 1.0121 1.0204

Baja Tensión Baja Tensión

Energía PEBT 1.0983 1.1030 1.1123 Energía PEBT 1.0981 1.1028 1.1121

Noviembre 2009 - Octubre 2010























2-10


Para determinar los factores de carga, contribución a la punta y simultaneidad correspondientes a los usuarios menores en cada SET se utilizaron los

registros con mediciones cada 15’ en las SETs de los sistemas eléctricos de Edelnor, para las cuales se identificaron los valores de potencia correspondientes a la Máxima Potencia No Coincidente, Máxima Potencia

Coincidente con el Sistema Eléctrico y Máxima Potencia Coincidente con el SEIN.

Dichos valores se presentan en la Tabla 2.3.

Tabla 2.3: Potencias características en las SET

En cada SET se descontó el aporte correspondiente a los Usuarios Mayores en MT, procesando las diferencias convenientemente con el fin de determinar los factores de cálculo aplicables a los Usuarios Menores.

Para las SET de titulares distintos de Edelnor no fue posible replicar el procedimiento ante la falta de la información correspondiente. Para los

Usuarios Menores de las SETs Andahuasi y Paramonga Existente se adoptaron los factores de carga, contribución a la punta y simultaneidad utilizados por el

OSINERGMIN en su Informe 0207-2009-GART: “Estudio para la Determinación del Plan de Inversiones en Transmisión del Área de Demanda 6”, fechado en Mayo de 2009. Para la SET Huarmey se calcularon factores tales que

permitieron reproducir las potencias del estudio aportado por Hidrandina.

SET MD SET

FECHA: HORA KW FECHA: HORA KW FECHA: HORA KW

BARSI 16/12/2010 19:30:00 p.m. 37,280 25/03/2010 19:30:00 43,056 23/03/2010 22:00:00 p.m. 49,920

CANTO GRANDE 16/12/2010 19:30:00 p.m. 63,155 25/03/2010 19:30:00 65,591 29/10/2010 20:00:00 p.m. 71,910

CAUDIVILLA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 39,471 25/03/2010 19:30:00 38,910 24/12/2010 20:45:00 p.m. 43,136

CHAVARRIA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 72,484 25/03/2010 19:30:00 71,920 04/05/2010 19:00:00 p.m. 78,606

INFANTAS 16/12/2010 19:30:00 p.m. 44,026 25/03/2010 19:30:00 47,038 03/07/2010 12:00:00 m. 57,028

JICAMARCA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 21,097 25/03/2010 19:30:00 18,796 11/03/2010 20:15:00 p.m. 26,364

MARANGA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 31,543 25/03/2010 19:30:00 34,816 26/02/2010 19:30:00 p.m. 47,040

MIRONES 16/12/2010 19:30:00 p.m. 74,403 25/03/2010 19:30:00 73,824 16/08/2010 19:00:00 p.m. 78,870

OQUENDO 16/12/2010 19:30:00 p.m. 38,784 25/03/2010 19:30:00 36,784 09/06/2010 21:30:00 p.m. 45,344

PANDO 16/12/2010 19:30:00 p.m. 48,617 25/03/2010 19:30:00 46,304 16/12/2010 19:30:00 p.m. 48,617

PERSHING 16/12/2010 19:30:00 p.m. 47,616 25/03/2010 19:30:00 51,488 21/05/2010 08:45:00 54,088

PUENTE PIEDRA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 34,558 25/03/2010 19:30:00 31,888 16/12/2010 19:30:00 p.m. 34,558

SANTA MARINA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 40,384 25/03/2010 19:30:00 43,521 25/03/2010 19:30:00 43,521

SANTA ROSA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 77,093 25/03/2010 19:30:00 80,678 21/05/2010 10:45:00 91,594

TACNA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 74,361 25/03/2010 19:30:00 74,742 17/12/2010 19:30:00 p.m. 75,364

TOMAS VALLE 16/12/2010 19:30:00 p.m. 59,927 25/03/2010 19:30:00 59,043 16/08/2010 18:45:00 p.m. 70,137

VENTANILLA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 21,430 25/03/2010 19:30:00 20,272 16/12/2010 19:30:00 p.m. 21,430

ZAPALLAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 15,882 25/03/2010 19:30:00 12,602 06/12/2010 19:45:00 p.m. 16,919

ANCON 16/12/2010 19:30:00 p.m. 5,230 25/03/2010 19:30:00 4,494 13/02/2010 20:15:00 p.m. 5,976

NARANJAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 54,730 25/03/2010 19:30:00 62,406 25/03/2010 19:30:00 p.m. 62,406

INDUSTRIAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 23,376 25/03/2010 19:30:00 22,944 16/02/2010 11:15:00 30,968

HUARAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 13,428 25/03/2010 19:30:00 13,744 26/11/2010 11:30:00 15,716

CHANCAY 16/12/2010 19:30:00 p.m. 7,152 25/03/2010 19:30:00 6,440 12/02/2010 13:15:00 p.m. 13,436

HUACHO 16/12/2010 19:30:00 p.m. 15,112 25/03/2010 19:30:00 15,548 12/02/2010 12:15:00 m. 19,572

SUPE 16/12/2010 19:30:00 p.m. 6,456 25/03/2010 19:30:00 8,060 21/11/2010 19:15:00 p.m. 12,658

MD SEIN MD EDELNOR


2-11


Los factores de cálculo y datos característicos para Usuarios Menores en el año base, así determinados, son entonces los que se muestran a continuación en

la Tabla 2.4.

Tabla 2.4: Factores de cálculo y datos característicos para Usuarios Menores

2.2.3 Usuarios Mayores

Los Usuarios Mayores se identificaron procesando las mediciones cada 15’

disponibles. Recibieron esta calificación cada uno de los usuarios que durante el año 2010 alcanzaron o superaron en algún instante del año una potencia de 2,5 MW.

La información de las curvas de carga correspondientes permitió además determinar los factores de carga, contribución a la punta y simultaneidad de

estos clientes.

SETVentas MT

[MWh]

Ventas BT

[MWh]

Factor Exp.

Pérdidas

MT

Factor Exp.

Pérdidas

BT+MT

FC FCP FS

Máx. no

coincid.

[MW]

Máx.

coinc.

SEIN

[MW]

Máx.

coinc. SST

[MW]

S. ROSA NUEVA 0 1.057 1,0126 1,0981 0,61 0,93 0,88 0,19 0,17 0,18

ANCON 6.285 18.181 1,0126 1,0981 0,47 0,75 0,88 5,98 5,23 4,49

BARSI 106.200 89.377 1,0126 1,0981 0,82 0,99 0,96 27,30 26,23 27,16

CANTO GRANDE 103.062 249.412 1,0126 1,0981 0,60 0,92 0,88 66,88 58,71 61,37

CAUDIVILLA 27.315 175.909 1,0126 1,0981 0,54 0,90 0,92 43,14 39,47 38,91

CHAVARRIA 148.612 240.419 1,0126 1,0981 0,62 0,93 0,95 71,08 67,27 66,40

INDUSTRIAL 119.094 38.308 1,0126 1,0981 0,66 0,82 0,83 27,18 22,64 22,23

INFANTAS 50.615 224.070 1,0126 1,0981 0,55 0,82 0,77 57,03 44,03 47,04

JICAMARCA 6.038 74.740 1,0126 1,0981 0,35 0,71 0,80 26,36 21,10 18,80

MARANGA 79.380 161.392 1,0126 1,0981 0,63 0,73 0,66 43,88 28,97 32,05

MIRONES 184.912 214.042 1,0126 1,0981 0,77 0,99 1,00 59,22 58,93 58,37

NARANJAL 115.346 204.451 1,0126 1,0981 0,72 1,00 0,91 50,46 45,80 50,46

OQUENDO 92.274 72.222 1,0126 1,0981 0,84 0,97 0,99 22,35 22,22 21,74

PANDO 79.300 151.988 1,0126 1,0981 0,71 0,99 1,00 37,04 37,04 36,53

PERSHING 43.778 258.474 1,0126 1,0981 0,64 0,95 0,88 54,09 47,62 51,49

PUENTE PIEDRA 57.603 74.059 1,0126 1,0981 0,72 0,98 1,00 20,91 20,91 20,52

SANTA MARINA 74.993 147.341 1,0126 1,0981 0,62 1,00 0,99 40,66 40,27 40,66

S. ROSA ANTIGUA 174.731 267.755 1,0126 1,0981 0,61 0,93 0,88 82,28 72,54 76,33

TACNA 107.845 315.005 1,0126 1,0981 0,64 0,99 0,99 75,36 74,36 74,74

TOMÁS VALLE 117.649 205.576 1,0126 1,0981 0,59 0,87 0,87 62,40 54,48 54,17

VENTANILLA 19.433 76.137 1,0126 1,0981 0,51 0,95 1,00 21,43 21,43 20,27

ZAPALLAL 4.890 69.983 1,0126 1,0981 0,51 0,74 0,94 16,92 15,88 12,60

HUARAL 15.493 42.277 1,0121 1,1028 0,53 0,91 0,89 12,48 11,07 11,29

CHANCAY 35.576 22.387 1,0121 1,1028 0,49 0,48 0,53 13,44 7,15 6,44

HUACHO 35.568 66.691 1,0121 1,1028 0,70 0,94 0,91 16,60 15,11 15,55

SUPE 12.097 40.710 1,0121 1,1028 0,48 0,64 0,51 12,66 6,46 8,06

ANDAHUASI 2.621 5.799 1,0121 1,1028 0,47 1,00 1,00 2,05 2,05 2,05

HUARMEY 23 2.469 1.757 1,0204 1,1121 0,78 0,65 1,08 0,61 0,66 0,40

HUARMEY 10 3.671 6.249 1,0204 1,1121 0,49 0,71 0,88 2,29 2,02 1,63

PARAMONGA 2.439 8.038 1,0204 1,1121 0,42 1,00 1,00 2,85 2,85 2,85

SETVentas AT

[MWh]

Factor Exp.

Pérdidas ATFC FCP FS

Máx. no

coincid.

[MW]

Máx.

coinc.

SEIN

[MW]

Máx.

coinc. SST

[MW]

ZAPALLAL 1.844 1,0000 0,20 0,14 0,07 1,04 0,07 0,14


2-12


En el caso de los Usuarios Mayores presentes en los sistemas Huarmey y Paramonga se adoptaron los valores de los estudios de Hidrandina y de SN

Power.

Los factores de cálculo correspondientes a los Usuarios Mayores, su máxima demanda, máxima demanda coincidente con el SEIN y la energía

correspondiente al año base, se muestran en la Tabla 2.5 junto con los factores de los nuevos suministros, con ingreso en años siguientes al base.

Tabla 2.5: Factores de cálculo y datos característicos para Usuarios Mayores

SUBESTACIÓN NOMBRE USUARIOTENSIÓN

(kV)

Máxima

Demanda

(MW)

Demanda

Coincidente

con Max SEIN

(MW)

Energía

(MWh)FCP FS

SANTA MARINA SERVICIOS INDUSTRIALES DE LA MARINA - SIMA 60 4,95 2,52 19.942,07 0,49 0,51

SANTA MARINA EMPRESA NACIONAL DE PUERTOS S.A. (ENAPU S.A.) 60 3,48 0,89 9.815,97 0,45 0,26

OQUENDO ENERSUR S.A. 60 30,02 9,74 224.607,24 0,28 0,32

LA PAMPILLA REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A. 60 13,35 3,10 24.398,04 0,91 0,23

TOMÁS VALLE LIMA AIRPORT PARTNERS S.R.L. 60 5,53 4,29 33.222,62 0,89 0,78

S. ROSA NUEVA TREN ELÉCTRICO 60 10,00 0,00 0,00 0,80 0,80

JICAMARCA NUEVA TREN ELÉCTRICO 60 20,00 0,00 0,00 0,80 0,80

CHILLON QUIMPAC (ENERSUR) - CHILLÓN 60 30,00 0,00 0,00 1,00 1,00

CANTO GRANDE CERAMICA LIMA S.A. (CELIMA) 10 4,96 4,39 35.858,76 0,84 0,89

CHAVARRIA TECNOFIL S.A. 10 3,53 2,55 20.898,68 0,57 0,72

CHAVARRIA CERAMICA LIMA S.A. (CELIMA) 10 3,90 2,59 28.292,13 0,88 0,66

SANTA MARINA ALICORP S.A. 10 2,83 0,11 15.442,79 1,00 0,04

INDUSTRIAL COMPAÑIA GOOD YEAR DEL PERU S.A. 10 3,74 0,72 17.872,46 0,19 0,19

BARSI ENERSUR S.A. 10 5,66 2,44 35.107,21 0,71 0,43

BARSI FUNDICION CALLAO S.A. 10 8,57 4,00 14.381,36 0,76 0,47

BARSI ENERSUR S.A. 10 5,13 1,90 29.583,48 0,58 0,37

BARSI PERU PIMA S.A. 10 2,98 2,58 18.761,80 0,74 0,86

MIRONES ARIS INDUSTRIAL S.A. 10 2,57 2,11 17.598,76 0,86 0,82

MIRONES CIA. INDUSTRIAL NUEVO MUNDO S.A. 10 2,79 2,44 19.500,56 0,82 0,87

MIRONES INDECO S.A 10 3,58 2,50 16.670,14 0,52 0,70

MIRONES FABRICA PERUANA DE ETERNIT S.A. 10 2,96 1,87 15.809,00 0,64 0,63

MIRONES SAN MIGUEL INDUSTRIAS PET S.A. 10 7,49 6,35 52.977,33 0,94 0,85

MARANGA OWENS-ILLINOIS PERU S.A. 10 3,12 2,54 22.916,11 0,88 0,81

NARANJAL FILAMENTOS INDUSTRIALES S.A. 10 7,65 6,84 59.576,53 1,00 0,89

NARANJAL CIA. MINERA AGREGADOS CALCAREOS S.A. 10 4,15 1,98 21.413,98 1,00 0,48

OQUENDO PESQUERA DIAMANTE S.A. 10 3,23 2,50 6.067,50 0,62 0,77

OQUENDO PROD. DE ACERO CASSADO S.A. - PRODAC 10 3,61 2,30 19.603,05 0,64 0,64

OQUENDO AJINOMOTO DEL PERU S.A. 10 4,15 3,48 28.335,64 0,87 0,84

OQUENDO SDF ENERGIA S.A.C. 10 3,71 2,00 9.171,60 0,54 0,54

OQUENDO AGA S.A. 10 2,66 2,48 19.461,23 0,92 0,93

OQUENDO TECNOLOGICA DE ALIMENTOS S.A. 10 5,33 3,60 10.020,01 0,47 0,68

S. ROSA ANTIGUA TECNOLOGIA TEXTIL S.A. 10 4,31 0,30 27.190,31 0,05 0,07

S. ROSA ANTIGUA KALLPA GENERACION S.A. 10 4,89 4,20 34.290,14 0,83 0,86

PANDO ENERSUR S.A. 10 4,46 4,46 20.906,87 0,90 1,00

PANDO NESTLE PERU S.A. 10 3,94 3,94 20.216,47 0,76 1,00

PANDO MOLITALIA S.A. 10 3,03 3,03 18.819,44 0,88 1,00

PUENTE PIEDRA COELVISAC 10 10,78 10,78 81.602,13 0,95 1,00

PUENTE PIEDRA CERAMICOS PERUANOS S.A. 10 2,70 2,70 15.847,08 0,37 1,00

TOMÁS VALLE CORPORACIÓN JOSÉ R. LINDLEY S.A. 10 4,12 2,54 16.097,55 0,51 0,62

TOMÁS VALLE PERUANA DE MOLDEADOS S.A. 10 3,52 2,84 24.677,37 0,77 0,81

SANTA MARINA CORMIN CALLAO 1 10 3,50 0,00 0,00 1,00 0,93

SANTA MARINA CORMIN CALLAO 2 10 4,00 0,00 0,00 1,00 0,93

OQUENDO PTAR TABOADA 10 5,70 0,00 0,00 0,81 0,86

CHAVARRIA REAL PLAZA IZAGUIRRE 10 2,50 0,00 0,00 0,91 0,92

INDUSTRIAL ALICORP 10 6,00 0,00 0,00 0,74 0,75

OQUENDO WENCO INDUSTRIAS PLÁSTICAS 10 0,50 0,00 0,00 0,81 0,86

PERSHING INTERSEGUROS 10 7,10 0,00 0,00 0,95 0,88

TOMÁS VALLE CLOROX PERÚ 10 2,50 0,00 0,00 0,84 0,85

INFANTAS SEDAPAL 10 3,40 0,00 0,00 0,82 0,77

HUARAL RIO SECO 60 2,50 0,00 0,00 0,87 0,85

HUARAL MINERA COLQUISIRI S.A. 10 2,50 2,33 20.599,10 0,76 0,73

CHANCAY SAN FERNANDO 10 2,50 0,00 0,00 0,48 0,53

CHANCAY CORPORACIÓN PESQUERA INCA 10 2,50 0,00 0,00 0,48 0,53

HUACHO PESQUERA HAYDUK S.A. 10 2,94 0,00 630,20 0,00 0,00

HUACHO TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS - H 10 2,50 0,00 0,00 0,79 0,77

9DEOCT66 MINERA ANTAMINA 66 2,46 0,64 13.008,23 1,00 0,26

PARAMONGA EXIST. AIPSA 13,2 5,83 2,04 35.772,31 0,96 0,96

PARAMONGA EXIST. PANASA 13,2 13,91 10,68 66.224,35 0,97 0,78

PARAMONGA EXIST. QUIMPAC 13,2 24,20 7,91 183.904,04 0,96 0,33

DATOS PARA EL AÑO "0"


2-13


2.2.4 Variables explicativas

Para formular los estudios de proyección de la demanda se consideraron

diferentes modelos econométricos que utilizan como variables explicativas al PBI, el número de clientes, la población el área y el precio de la energía eléctrica.

a. PBI

La serie histórica del PBI se utilizó como una de las variables explicativas de

los modelos econométricos utilizados para determinar la proyección para Usuarios Menores.

Puesto que las SETs del Área de Demanda 6 se ubican en los departamentos

de Lima y de Ancash, se utilizaron las series correspondientes a dichos departamentos ponderadas por el porcentaje de participación de ventas de

energía a Usuarios Menores.

Se asumió que la distribución de ventas por SET utilizada para ponderar los PBI departamentales es la correspondiente al año base, y que es válida para

todo el período histórico.

Dicha distribución de ventas es la que muestra la siguiente Tabla 2.6

Tabla 2.6: Distribución de ventas por Departamento

Las series históricas de PBI para los departamentos de Lima y de Ancash se

obtuvieron de las estadísticas de cuentas nacionales que mantiene el INEI (Instituto Nacional de Estadísticas e Informática). Estas series se muestran en

la Tabla 2.7, junto con el resultado de ponderar las mismas utilizando los porcentajes de participación arriba indicados. La serie está expresada en millones de Nuevos Soles del año 1994.

PARTICIPACIÓN VENTAS POR DEPARTAMENTO

ZONA VENTAS AÑO 2010 PARTICIPACIÓN

DPTO LIMA 5,003,267 MWh 99.74%

DPTO ANCASH 13,217 MWh 0.26%

ÁREA 6 - Menores 5,016,483 MWh 100.00%


2-14


Tabla 2.7: Series históricas de PBI (mill. NS/1994)

b. POBLACIÓN

La serie histórica de población considerada se obtuvo de los datos censales y

pronósticos hasta el año 2015 del INEI, para los departamentos de Lima y de Ancash.

La población de los departamentos se ponderó de igual manera que para el caso del PBI departamental, y utilizando idéntico factor de participación.

Dado el peso relativo de la participación de la población en el departamento de

Lima se consideró oportuno y necesario precisar la serie correspondiente. Para ello se utilizaron los datos del INEI de los distritos del departamento de Lima

donde tienen jurisdicción los sistemas eléctricos en estudio. Se trata de los distritos de las provincias de Lima, Callao, Barranca, Huaral y Huara.

Adicionalmente, y dada la jurisdicción de Edelnor en Lima Norte, se consideró

como población a tratar al 90% de la población del distrito de Lima, el 30% del distrito Jesús María, el 30% del distrito San Isidro, y el 30% del distrito El

Agustino.

Con esta salvedad, las series históricas, pronóstico del INEI y los valores ponderados para el Área de Demanda 6 son los que se presentan a

continuación en la Tabla 2.8

Año PBI Dpto LIMA PBI Dpto ANCASHPBI Área

Demanda 6

1996 50,368.56 2,828.00 50,243.31

1997 54,161.83 2,811.00 54,026.54

1998 53,418.14 2,581.00 53,284.20

1999 53,288.00 3,136.00 53,155.87

2000 54,564.00 3,196.00 54,428.66

2001 56,250.02 4,264.85 56,113.06

2002 58,409.93 5,002.20 58,269.22

2003 60,541.01 5,108.58 60,394.96

2004 63,640.10 5,253.29 63,486.28

2005 68,042.73 5,419.57 67,877.74

2006 74,159.33 5,550.26 73,978.57

2007 82,029.34 5,932.92 81,828.86

2008 90,968.51 6,457.79 90,745.85

2009 91,357.20 6,466.82 91,133.54


2-15


Tabla 2.8: Series históricas de población

c. CLIENTES

La serie histórica de número de clientes considerada es directamente el agregado de las series construidas para los Usuarios Menores de cada

Sistema.

La siguiente Tabla 2.9, presenta el número de clientes Menores clasificados

por nivel de tensión y tipo, para el Área de Demanda 6:

AÑOPOB. Dpto.

LIMA

POB. Dpto.

ANCASH

POB. ÁREA

DEMANDA 6

1996 4,199,527 977,288 4,395,774

1997 4,275,917 984,824 4,475,015

1998 4,353,086 992,419 4,555,686

1999 4,429,681 1,000,072 4,637,811

2000 4,727,769 1,007,784 4,721,417

2001 4,816,544 1,015,555 4,806,530

2002 4,903,400 1,023,387 4,893,178

2003 4,988,439 1,031,278 4,978,013

2004 5,071,727 1,039,231 5,061,103

2005 5,153,327 1,047,245 5,142,509

2006 5,231,981 1,055,321 5,220,977

2007 5,307,642 1,063,459 5,296,460

2008 5,382,169 1,071,869 5,370,813

2009 5,457,454 1,080,345 5,445,922

2010 5,535,292 1,088,888 5,523,577

2011 5,615,886 1,096,119 5,603,978

2012 5,697,990 1,103,397 5,685,885

2013 5,781,289 1,110,724 5,768,984

2014 5,865,470 1,118,100 5,852,962

2015 5,950,204 1,125,524 5,937,493


2-16


Tabla 2.9: Series históricas de número de clientes

d. PRECIO DE LA ENERGÍA

La serie de precios de la energía para el Área de Demanda 6 se determinó ponderando las ventas de energía en cada sistema eléctrico de la jurisdicción,

por el precio medio de venta de la empresa correspondiente.

La siguiente Tabla 2.9 presenta las energías y precios considerados, y el precio medio de venta determinado para el Área de Demanda 6:

Tabla 2.10: Series históricas del precio de la energía

AÑO LIBRES ATLIBRES DE

PEAJELIBRES MT REGUL. MT REGUL. BT TOTAL

1996 0 0 46 583 790,136 790,765

1997 0 0 50 639 816,539 817,228

1998 1 0 46 678 832,940 833,665

1999 1 0 45 733 864,112 864,891

2000 1 0 46 775 887,283 888,105

2001 1 0 62 814 869,981 870,858

2002 1 2 65 856 885,880 886,804

2003 1 2 71 892 895,017 895,983

2004 1 2 57 926 916,124 917,110

2005 1 2 56 968 930,079 931,106

2006 1 2 53 1,054 957,145 958,255

2007 1 2 51 1,131 992,753 993,938

2008 1 2 55 1,268 1,034,916 1,036,242

2009 1 3 56 1,416 1,068,054 1,069,530

2010 1 5 51 1,527 1,105,085 1,106,669

EMSEMSA HIDRANDINA COELVISAC EDELNOR MENORES ÁREA 6

Año MWH

Precio

Medio

US$/MWh

MWH

Precio

Medio

US$/MWh

MWH

Precio

Medio

US$/MWh

MWH

Precio

Medio

US$/MWh

MWH

Precio

Medio

US$/MWh

1996 5,804 89.94 2,477 109.93 2,605,710 88.40 2,613,991 88.42

1997 3,984 114.46 2,665 105.72 2,824,397 84.77 2,831,047 84.83

1998 4,254 98.50 2,794 85.99 2,926,163 73.97 2,933,211 74.01

1999 4,288 92.82 3,011 77.79 2,922,482 70.76 2,929,781 70.80

2000 4,393 97.66 4,608 81.63 3,049,699 75.15 3,058,700 75.19

2001 4,540 101.10 4,712 86.86 926 59.63 3,113,533 78.06 3,123,711 78.10

2002 4,979 92.39 5,141 84.02 1,908 57.17 3,295,554 73.15 3,307,582 73.19

2003 5,132 98.40 5,714 84.04 2,633 57.36 3,290,318 76.87 3,303,798 76.90

2004 5,642 83.48 6,816 87.31 2,600 58.55 3,475,958 77.29 3,491,016 77.31

2005 5,649 96.08 7,865 95.90 2,860 64.46 3,616,361 83.34 3,632,735 83.37

2006 5,903 133.66 8,433 93.11 3,286 62.53 3,879,241 81.73 3,896,863 81.82

2007 6,890 106.52 10,285 91.88 4,169 64.11 4,170,930 82.31 4,192,273 82.36

2008 8,985 115.75 11,695 97.12 3,955 68.11 4,501,041 85.78 4,525,675 85.85

2009 9,075 125.51 12,384 103.84 2,670 67.79 4,641,237 92.57 4,665,365 92.65

2010 9,618 130.38 13,217 103.92 2,110 67.79 4,991,539 94.42 5,016,483 94.50


2-17


2.2.5 Proyección de variables explicativas

En cumplimiento de lo indicado por la Norma Tarifas, con el fin de efectuar el

pronóstico de las ventas a usuarios menores se plantearon y analizaron diferentes métodos y modelos de tipo tendencial y econométrico.

Respecto de los modelos tendenciales se plantearon los siguientes tipos:

Tendencia lineal

Tendencia exponencial

Tendencia logarítmica

Tendencia polinómica

Tendencia potencial

Con referencia a los modelos econométricos se consideraron aquellos que incorporan las siguientes variables:

PBI

Población

Número de clientes

PBI + Población

PBI + Número de Clientes

PBI + Población + Número de Clientes

PBI + Población + Precio de la energía

El planteo de modelos de tipo econométrico requirió la proyección de sus variables explicativas, lo cual se efectuó como se describe a continuación.

a. PBI

Al momento de elaborar los estudios, las series históricas por departamento

(Lima y Ancash) estaban publicadas por el INEI sólo hasta el año 2009, mientras que la serie correspondiente al PBI Nacional alcanzaba hasta el año 2010.

La serie histórica del PBI construida para el Área de Demanda 6 representa en promedio – y en forma bastante estable – un porcentaje algo superior al 46%

del PBI Nacional. Esa participación aumentó en los años 2008 y 2009, por lo cual se asumió que tal comportamiento se sostendrá en el futuro. Luego, se estimó el PBI del año 2010 para el Área de Demanda 6 utilizando un

porcentaje del 47,18% del PBI Nacional, participación que resulta del promedio de la participación registrada para los años 2008 y 2009.

Para el futuro se asumió que el porcentaje de participación se mantendrá constante.

Por otra parte el Banco Central de Reserva del Perú publica una encuesta de

expectativas macroeconómicas, en la cual diferentes agentes del mercado financiero vierten su opinión respecto de la evolución de la economía del país.


2-18


Así, para el corto plazo se adoptó el promedio de las diferentes expectativas actualizadas hasta el mes de Noviembre del año 2011, resultando en tasas de

crecimiento del PBI Nacional del 6.6% para el año 2011, 5.63% para el 2012 y del 5.83% para el año 2013.

Para los años siguientes se adoptó el promedio del crecimiento del PBI del

Área de Demanda 6 entre los años 2000 y 2009.

Las tasas de crecimiento del PBI así determinadas se utilizaron para estimar

un escenario medio o esperado.

Posteriormente para cada año futuro comenzando en el año 2011 se sumó un 2.0% a las tasas esperadas con el fin de generar un escenario de máxima u

optimista, y se restó un 1.5% en cada año para producir un escenario de mínima o pesimista.

Las series consideradas y las tasas futuras para los diferentes escenarios son las que se presentan en la Tabla 2.11

Tabla 2.11: Serie histórica y proyección del PBI

AñoPBI Área de

Demanda 6Var (%)

PBI Nacional

(mill. NS/. de

1994)

participaciónPBI Área 6 Esc.

OptimistaVar (%)

PBI Área 6 Esc.

PesimistaVar (%)

1996 50,243 109,760 50,243 50,243

1997 54,027 7.53% 117,294 46.06% 54,027 7.53% 54,027 7.53%

1998 53,284 -1.37% 116,522 45.73% 53,284 -1.37% 53,284 -1.37%

1999 53,156 -0.24% 117,587 45.21% 53,156 -0.24% 53,156 -0.24%

2000 54,429 2.39% 121,057 44.96% 54,429 2.39% 54,429 2.39%

2001 56,113 3.09% 121,317 46.25% 56,113 3.09% 56,113 3.09%

2002 58,269 3.84% 127,407 45.73% 58,269 3.84% 58,269 3.84%

2003 60,395 3.65% 132,545 45.57% 60,395 3.65% 60,395 3.65%

2004 63,486 5.12% 139,141 45.63% 63,486 5.12% 63,486 5.12%

2005 67,878 6.92% 148,640 45.67% 67,878 6.92% 67,878 6.92%

2006 73,979 8.99% 160,145 46.19% 73,979 8.99% 73,979 8.99%

2007 81,829 10.61% 174,348 46.93% 81,829 10.61% 81,829 10.61%

2008 90,746 10.90% 191,367 47.42% 90,746 10.90% 90,746 10.90%

2009 91,134 0.43% 193,105 47.19% 91,134 0.43% 91,134 0.43%

2010 99,116 8.76% 210,069 47.18% 99,116 8.76% 99,116 8.76%

2011* 106,054 6.60% 224,774 47.18% 107,640 8.60% 104,171 5.10%

2012* 112,948 5.63% 239,384 47.18% 115,857 7.63% 108,477 4.13%

2013* 120,007 5.83% 254,345 47.18% 124,932 7.83% 113,177 4.33%

2014 126,720 5.59% 134,419 7.59% 117,811 4.09%

2015 133,809 5.59% 144,627 7.59% 122,634 4.09%

2016 141,294 5.59% 155,610 7.59% 127,654 4.09%

2017 149,198 5.59% 167,427 7.59% 132,880 4.09%

2018 157,544 5.59% 180,141 7.59% 138,321 4.09%

2019 166,357 5.59% 193,821 7.59% 143,983 4.09%

2020 175,663 5.59% 208,539 7.59% 149,878 4.09%

2021 185,489 5.59% 224,376 7.59% 156,014 4.09%

2022 195,865 5.59% 241,415 7.59% 162,401 4.09%


2-19


b. POBLACIÓN

Puesto que el INEI efectuó sus pronósticos de población hasta el año 2015 se

hizo necesario estimar el crecimiento hasta el año 2022, horizonte de los estudios. Para ello se plantearon diferentes modelos tendenciales (lineal, polinómico, exponencial), sobre la serie 1996-2015 obtenida del INEI para el

área de demanda objeto del estudio.

Para el pronóstico se seleccionó un modelo de extrapolación lineal (y =

80693x + 4321400) que presenta un r2 de 0,9997 y –fundamentalmente- resultados alineados con las estimaciones propias del INEI.

La siguiente Tabla 2.12, presenta la serie y pronóstico de población para el

Área de Demanda 6.

Tabla 2.12: Serie histórica y proyección de la población

AÑO POBLACIÓN TASA

1996 4,395,774

1997 4,475,015 1.80%

1998 4,555,686 1.80%

1999 4,637,811 1.80%

2000 4,721,417 1.80%

2001 4,806,530 1.80%

2002 4,893,178 1.80%

2003 4,978,013 1.73%

2004 5,061,103 1.67%

2005 5,142,509 1.61%

2006 5,220,977 1.53%

2007 5,296,460 1.45%

2008 5,370,813 1.40%

2009 5,445,922 1.40%

2010 5,523,577 1.43%

2011 5,603,978 1.46%

2012 5,685,885 1.46%

2013 5,768,984 1.46%

2014 5,852,962 1.46%

2015 5,937,493 1.44%

2016 6,021,648 1.42%

2017 6,105,804 1.40%

2018 6,189,960 1.38%

2019 6,274,116 1.36%

2020 6,358,272 1.34%

2021 6,442,427 1.32%

2022 6,526,583 1.31%


2-20


c. CLIENTES

El número de clientes se proyectó en base a un modelo de tendencia

exponencial especificado como y = 774801e0.021x con un r2 de 0,9507.

En rigor, un modelo de tendencia polinómico arrojó un r2 mayor, sin embargo su aplicación estima una tasa que resulta de aproximadamente una vez y

media que el promedio histórico observado, y muy superior a la tasa de crecimiento poblacional en el área.

El modelo exponencial seleccionado, segundo mejor en términos de r2, arroja una tasa de crecimiento prácticamente igual al promedio histórico 1996-2010.

Los datos correspondientes se presentan en el Gráfico 2.1 y en la Tabla 2.13

Tabla 2.13: Serie histórica y

proyección del número de clientes

AÑO CLIENTES TASA

1996 790,765

1997 817,228 3.3%

1998 833,665 2.0%

1999 864,891 3.7%

2000 888,105 2.7%

2001 870,858 -1.9%

2002 886,804 1.8%

2003 895,983 1.0%

2004 917,110 2.4%

2005 931,106 1.5%

2006 958,255 2.9%

2007 993,938 3.7%

2008 1,036,242 4.3%

2009 1,069,530 3.2%

2010 1,106,669 3.5%

2011 1,130,155 2.1%

2012 1,154,139 2.1%

2013 1,178,632 2.1%

2014 1,203,645 2.1%

2015 1,229,189 2.1%

2016 1,255,275 2.1%

2017 1,281,914 2.1%

2018 1,309,119 2.1%

2019 1,336,901 2.1%

2020 1,365,273 2.1%

2021 1,394,247 2.1%

2022 1,423,836 2.1%

Gráfico 2.1: Evolución del número de clientes

y = 774801e0.0215x

R² = 0.9507

800,000

850,000

900,000

950,000

1,000,000

1,050,000

1,100,000

1,150,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Series1 Exponencial (Series1)


2-21


d. PRECIO DE LA ENERGÍA

El precio de la energía utilizado luego en los modelos econométricos es el

precio medio de venta de las empresas del Área de Demanda 6, ponderado por las ventas de energía en cada sistema eléctrico, y estimado para el período 2011-2022 según un modelo de tendencia lineal.

Para el pronóstico se consideró la serie histórica 1999-2010, pues los ajustes de modelos tendenciales que incluyen años anteriores al 2009 presentan

coeficientes de correlación inaceptables para una extrapolación.

Se seleccionó un modelo de extrapolación exponencial (y = 69.518e0.023x ) que

presenta un r2 de 0,8734 y que arroja tasas de crecimiento (2.3%) muy similares a la media histórica 1999-2010, del 2.2%. El modelo seleccionado se trata del segundo mejor en términos de r2. Un ajuste polinómico con un

coeficiente de correlación superior se descartó, ya que su aplicación arroja tasas de crecimiento de aproximadamente el doble que la tasa media

histórica.

La siguiente Tabla 2.13, presenta la serie y pronóstico del precio medio de venta de la energía para la jurisdicción en estudio.

Tabla 2.13: Serie histórica y proyección del precio de la energía

AÑO PRECIO TASA

1996 88.42

1997 84.83 -4.1%

1998 74.01 -12.7%

1999 70.80 -4.3%

2000 75.19 6.2%

2001 78.10 3.9%

2002 73.19 -6.3%

2003 76.90 5.1%

2004 77.31 0.5%

2005 83.37 7.8%

2006 81.82 -1.9%

2007 82.36 0.7%

2008 85.85 4.2%

2009 92.65 7.9%

2010 94.47 2.0%

2011 96.67 2.3%

2012 98.92 2.3%

2013 101.22 2.3%

2014 103.58 2.3%

2015 105.99 2.3%

2016 108.45 2.3%

2017 110.98 2.3%

2018 113.56 2.3%

2019 116.20 2.3%

2020 118.90 2.3%

2021 121.67 2.3%

2022 124.50 2.3%


2-22


2.3 PROYECCIÓN DE VENTAS A USUARIOS MENORES

Para efectuar la proyección de ventas a Usuarios Menores se estimaron

diferentes modelos de tendencia, y modelos econométricos que relacionan las ventas de energía con el PBI, la población, el precio de la energía y el número de clientes como variables explicativas.

2.3.1 Modelos tendenciales

Las siguientes tablas presentan los modelos estimados y su aplicación sobre la serie de ventas a Usuarios Menores:

Tabla 2.14: Modelos del método de tendencias

Tabla 2.15: Aplicación de los modelos de tendencias

Si se utiliza el estadístico r2 para medir la bondad del ajuste se observa que

se pueden descartar los modelos logarítmico y potencial.

LINEAL y = 159120x + 2295200 R² = 0.9345

EXPONENCIAL y = 2467700e0.0437x R² = 0.9658

LOGARITMICA y = 797340ln(x) + 2085100 R² = 0.7175

POLINÓMICA y = 10067x2 - 1963.2x + 2751600 R² = 0.9897

POTENCIAL y = 2303300x0.2254 R² = 0.7846

AÑO VENTAS TASA LINEAL EXPONENCIAL LOGARITMICA POLINÓMICA POTENCIAL

1996 2,613,991 2,454,320 2,577,929 2,085,100 2,759,704 2,302,200

1997 2,831,047 8.3% 2,613,440 2,693,083 2,637,774 2,787,942 2,691,505

1998 2,933,211 3.6% 2,772,560 2,813,380 2,961,068 2,836,313 2,949,077

1999 2,929,781 -0.1% 2,931,680 2,939,050 3,190,448 2,904,819 3,146,642

2000 3,058,700 4.4% 3,090,800 3,070,335 3,368,369 2,993,459 3,308,955

2001 3,123,711 2.1% 3,249,920 3,207,483 3,513,741 3,102,233 3,447,770

2002 3,307,582 5.9% 3,409,040 3,350,758 3,636,652 3,231,141 3,569,671

2003 3,303,798 -0.1% 3,568,160 3,500,433 3,743,122 3,380,182 3,678,744

2004 3,491,016 5.7% 3,727,280 3,656,793 3,837,035 3,549,358 3,777,716

2005 3,632,735 4.1% 3,886,400 3,820,138 3,921,043 3,738,668 3,868,504

2006 3,896,863 7.3% 4,045,520 3,990,779 3,997,038 3,948,112 3,952,510

2007 4,192,443 7.6% 4,204,640 4,169,043 4,066,415 4,177,690 4,030,793

2008 4,525,675 7.9% 4,363,760 4,355,270 4,130,237 4,427,401 4,104,175

2009 4,665,365 3.1% 4,522,880 4,549,815 4,189,326 4,697,247 4,173,307

2010 5,016,483 7.5% 4,682,000 4,753,050 4,244,337 4,987,227 4,238,713

2011 5,284,490 5.3% 3.4% 4.5% 1.2% 6.2% 1.8%

2012 5,567,240 5.4% 3.3% 4.5% 1.1% 6.2% 1.7%

2013 5,864,893 5.3% 3.2% 4.5% 1.0% 6.2% 1.6%

2014 6,177,636 5.3% 3.1% 4.5% 1.0% 6.2% 1.5%

2015 6,505,679 5.3% 3.0% 4.5% 0.9% 6.2% 1.4%

2016 6,849,256 5.3% 2.9% 4.5% 0.9% 6.1% 1.3%

2017 7,208,629 5.2% 2.8% 4.5% 0.8% 6.0% 1.2%

2018 7,584,083 5.2% 2.7% 4.5% 0.8% 5.9% 1.2%

2019 7,975,927 5.2% 2.7% 4.5% 0.7% 5.9% 1.1%

2020 8,384,495 5.1% 2.6% 4.5% 0.7% 5.8% 1.1%

2021 8,810,144 5.1% 2.5% 4.5% 0.7% 5.7% 1.0%

2022 9,253,255 5.0% 2.5% 4.5% 0.6% 5.6% 1.0%


2-23


Los mejores ajustes corresponden a los modelos exponencial y polinómico. La tasa promedio de crecimiento histórico de las ventas es del 4.8%, la aplicación

del modelo exponencial arroja tasas de crecimiento (4.5%) algo por debajo del promedio histórico, mientras que la aplicación del modelo polinómico arroja un crecimiento promedio 2011-2022 del 6% y con el coeficiente de correlación

mas alto.

Para seleccionar una proyección basada en el método tendencial, en cada año

del período 2011-2022 se adoptó la tasa promedio de los ajustes exponencial y polinómico. Así, para el año 2011 la tasa de crecimiento adoptada del 5,3% es el resultado de la semisuma entre el 4.5% del modelo exponencial y el

6.2% del modelo polinómico.

Para la proyección finalmente adoptada en el estudio se eligieron los

resultados de un modelo econométrico para los años 2011 a 2013, y el resultado de los modelos tendenciales para el año horizonte del estudio, efectuando una interpolación lineal para los años intermedios (2014 a 2021)

De esta manera, en la proyección final para el Área 6 se adoptó una venta de energía a los usuarios menores de 9,253,255 MWh para el año 2022, tal como

muestra la tabla 2.15 presentada

2.3.2 Modelos econométricos

Se especificaron modelos que relacionan las ventas de energía a Usuarios Menores con el PBI, la población, el precio medio de venta de la energía

eléctrica y el número de clientes como variables explicativas.

La siguiente Tabla 2.16, presenta los estadísticos obtenidos con cada uno de ellos, y a continuación los resultados en la Tabla 2.17.

Tabla 2.16: Estadísticos de los modelos econométricos

Los modelos tienen la forma general 1 + 2PBIi + 3POBi + 4PRE + i

donde:

i : parámetros de la regresión

PBI: Producto Bruto Interno del Área de Demanda 6

MODELO r2 F t1 t2 t3

f(PBI,POB,PRE) 99.6% 899.92 10.36 3.31 1.40

f(PBI,POB,CLI) 99.8% 1,684.42 8.38 2.89 3.64

f(PBI,ClI) 99.6% 1,563.49 6.40 5.73

f(PBI,POB) 99.5% 1,247.90 13.37 4.88

f(PBI) 98.6% 897.18 29.95

f(CLI) 98.3% 757.63 27.53

f(POB) 92.4% 157.99 12.57


2-24


POB: población del Área de Demanda 6

PRE: precio medio de venta de la energía eléctrico en el Área de Demanda 6

CLI: número de clientes Menores en el Área de Demanda 6

Tabla 2.17: Aplicación de los modelos econométricos

Entre los modelos econométricos se seleccionó el que relaciona las ventas de energía con el PBI, la población y el precio de venta de la energía eléctrica,

considerando las siguientes dos características:

Debido al buen r2 que alcanza, con una consideración equitativa de las

variables independientes que incluye

Debido a que – simultáneamente - produce tasas de crecimiento mas

acordes a la evolución histórica mas reciente, comparado con el modelo

f(PBI,CLI,POB) que presenta un coeficiente de correlación levemente

superior

Para la proyección finalmente adoptada en el estudio se eligieron los

resultados del modelo econométrico f(PBI,POB,PRE) para los años 2011 a 2013 – considerando que los modelos econométricos reflejan mejor fluctuaciones de corto plazo que los modelos tendenciales no capturan.

Por otra parte, los modelos tendenciales son mas adecuados para representar comportamientos de largo plazo, y entonces para la proyección final se adoptó

el resultado de los modelos tendenciales para el año 2022, horizonte del

AÑO VENTAS TASA f(PBI,Pob,Pre) f(PBI,Cli,Pob) f(PBI,Cli) f(PBI,Pob) f(PBI) f(Cli) f(Pob)

1996 2,613,991 2,648,666 2,642,709 2,658,577 2,684,841 2,803,997 2,518,948 2,454,471

1997 2,831,047 8.3% 2,842,188 2,826,436 2,849,136 2,855,339 2,974,435 2,727,221 2,608,608

1998 2,933,211 3.6% 2,902,198 2,872,968 2,893,175 2,874,536 2,940,992 2,856,587 2,765,525

1999 2,929,781 -0.1% 2,949,005 2,971,917 3,007,649 2,915,162 2,935,210 3,102,347 2,925,271

2000 3,058,700 4.4% 3,011,957 3,086,349 3,125,636 3,003,684 2,992,551 3,285,050 3,087,897

2001 3,123,711 2.1% 3,098,180 3,111,133 3,101,191 3,106,863 3,068,435 3,149,310 3,253,455

2002 3,307,582 5.9% 3,240,509 3,230,463 3,213,048 3,226,735 3,165,572 3,274,811 3,421,999

2003 3,303,798 -0.1% 3,339,196 3,331,705 3,298,699 3,344,594 3,261,338 3,347,053 3,587,017

2004 3,491,016 5.7% 3,489,167 3,486,115 3,452,538 3,493,945 3,400,605 3,513,330 3,748,639

2005 3,632,735 4.1% 3,659,615 3,654,725 3,610,782 3,686,068 3,598,445 3,623,484 3,906,987

2006 3,896,863 7.3% 3,929,475 3,897,666 3,859,628 3,934,026 3,873,293 3,837,157 4,059,619

2007 4,192,443 7.6% 4,253,280 4,204,465 4,182,653 4,239,143 4,226,956 4,117,996 4,206,446

2008 4,525,675 7.9% 4,602,141 4,553,924 4,556,243 4,579,488 4,628,675 4,450,944 4,351,073

2009 4,665,365 3.1% 4,616,675 4,668,735 4,690,883 4,633,616 4,646,141 4,712,933 4,497,172

2010 5,016,483 7.5% 4,940,151 4,983,092 5,022,566 4,944,363 5,005,759 5,005,231 4,648,224

2011 5,304,721 5.7% 5.7% 5.1% 5.1% 5.6% 6.24% 3.7% 3.4%

2012 5,591,686 5.4% 5.4% 4.9% 4.9% 5.3% 5.84% 3.6% 3.3%

2013 5,885,211 5.2% 5.2% 4.8% 4.7% 5.1% 5.65% 3.6% 3.3%

2014 6,165,734 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.09% 3.5% 3.2%

2015 6,460,481 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.11% 3.5% 3.1%

2016 6,769,828 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.13% 3.4% 3.0%

2017 7,094,780 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.16% 3.4% 2.9%

2018 7,436,216 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.18% 3.4% 2.8%

2019 7,795,070 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.20% 3.3% 2.8%

2020 8,172,325 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.7% 5.22% 3.3% 2.7%

2021 8,569,020 4.9% 4.9% 4.4% 4.4% 4.7% 5.24% 3.2% 2.6%

2022 8,986,252 4.9% 4.9% 4.4% 4.4% 4.7% 5.25% 3.2% 2.5%


2-25


estudio. Para los años intermedios (2014 a 2021), se efectuó una interpolación lineal.

2.3.3 Escenario optimista

El modelo econométrico seleccionado se utilizó para generar un escenario de

crecimiento optimista, utilizando para ello el pronóstico optimista de crecimiento para el PBI del área en estudio.

La siguiente Tabla 2.18, presenta los resultados para el escenario optimista, así como la serie histórica y estimación de las variables explicativas:

Tabla 2.18: Escenario optimista para la proyección de ventas a Usuarios Menores

AÑO VENTAS TASA PBI ÁREA POBLACIÓN PRECIO

1996 2,613,991 50,243 4,395,774 88.42

1997 2,831,047 8.3% 54,027 4,475,015 84.83

1998 2,933,211 3.6% 53,284 4,555,686 74.01

1999 2,929,781 -0.1% 53,156 4,637,811 70.80

2000 3,058,700 4.4% 54,429 4,721,417 75.19

2001 3,123,711 2.1% 56,113 4,806,530 78.10

2002 3,307,582 5.9% 58,269 4,893,178 73.19

2003 3,303,798 -0.1% 60,395 4,978,013 76.90

2004 3,491,016 5.7% 63,486 5,061,103 77.31

2005 3,632,735 4.1% 67,878 5,142,509 83.37

2006 3,896,863 7.3% 73,979 5,220,977 81.82

2007 4,192,443 7.6% 81,829 5,296,460 82.36

2008 4,525,675 7.9% 90,746 5,370,813 85.85

2009 4,665,365 3.1% 91,134 5,445,922 92.65

2010 5,016,483 7.5% 99,116 5,523,577 94.47

2011 5,364,886 6.9% 107,640 5,603,978 96.67

2012 5,702,043 6.3% 115,857 5,685,885 98.92

2013 6,072,060 6.5% 124,932 5,768,984 101.22

2014 6,457,830 6.4% 134,419 5,852,962 103.58

2015 6,870,909 6.4% 144,627 5,937,493 105.99

2016 7,312,954 6.4% 155,610 6,021,648 108.45

2017 7,786,359 6.5% 167,427 6,105,804 110.98

2018 8,293,520 6.5% 180,141 6,189,960 113.56

2019 8,837,016 6.6% 193,821 6,274,116 116.20

2020 9,419,622 6.6% 208,539 6,358,272 118.90

2021 10,044,323 6.6% 224,376 6,442,427 121.67

2022 10,714,333 6.7% 241,415 6,526,583 124.50


2-26


2.3.4 Escenario pesimista

De igual forma, el modelo econométrico seleccionado se utilizó para generar

un escenario de crecimiento pesimista, utilizando para ello el pronóstico pesimista de crecimiento para el PBI del área en estudio.

La siguiente Tabla 2.19, presenta los resultados para el escenario pesimista,

así como la serie histórica y estimación de las variables explicativas correspondientes:

Tabla 2.19: Escenario pesimista para la proyección de ventas a Usuarios

Menores

AÑO VENTAS TASA PBI ÁREA POBLACIÓN PRECIO

1996 2,613,991 50,243 4,395,774 88.42

1997 2,831,047 8.3% 54,027 4,475,015 84.83

1998 2,933,211 3.6% 53,284 4,555,686 74.01

1999 2,929,781 -0.1% 53,156 4,637,811 70.80

2000 3,058,700 4.4% 54,429 4,721,417 75.19

2001 3,123,711 2.1% 56,113 4,806,530 78.10

2002 3,307,582 5.9% 58,269 4,893,178 73.19

2003 3,303,798 -0.1% 60,395 4,978,013 76.90

2004 3,491,016 5.7% 63,486 5,061,103 77.31

2005 3,632,735 4.1% 67,878 5,142,509 83.37

2006 3,896,863 7.3% 73,979 5,220,977 81.82

2007 4,192,443 7.6% 81,829 5,296,460 82.36

2008 4,525,675 7.9% 90,746 5,370,813 85.85

2009 4,665,365 3.1% 91,134 5,445,922 92.65

2010 5,016,483 7.5% 99,116 5,523,577 94.47

2011 5,233,275 4.3% 104,171 5,603,978 96.67

2012 5,422,063 3.6% 108,477 5,685,885 98.92

2013 5,626,108 3.8% 113,177 5,768,984 101.22

2014 5,827,731 3.6% 117,811 5,852,962 103.58

2015 6,036,526 3.6% 122,634 5,937,493 105.99

2016 6,252,370 3.6% 127,654 6,021,648 108.45

2017 6,475,730 3.6% 132,880 6,105,804 110.98

2018 6,706,918 3.6% 138,321 6,189,960 113.56

2019 6,946,260 3.6% 143,983 6,274,116 116.20

2020 7,194,096 3.6% 149,878 6,358,272 118.90

2021 7,450,777 3.6% 156,014 6,442,427 121.67

2022 7,716,672 3.6% 162,401 6,526,583 124.50


2-27


2.3.5 Escenario esperado - Pronóstico seleccionado

La proyección para el escenario esperado del estudio se construyó

seleccionando los resultados del modelo econométrico Ventas Energía = f(PBI, población, precio de la energía) para los años 2011 a 2013, y el resultado de los modelos tendenciales para el año horizonte del estudio (2022), efectuando

una interpolación lineal para los años intermedios (2014 a 2021

La siguiente Tabla 2.20, muestra los resultados de la proyección de ventas de

energía a Usuarios Menores, utilizando para ello los modelos seleccionados y el procedimiento indicado. La tabla refleja además los ajustes finales efectuados sobre la proyección, consistentes en el agregado de los consumos esperados

en la nueva urbanización Collique, y la adopción de la proyección de Hidrandina para la SET Huarmey. Las tasas de crecimiento promedio que se

presentan corresponden al período 2010-2022:

Tabla 2.20: Proyección de ventas a Usuarios Menores

2.4 DISTRIBUCIÓN DE LAS VENTAS A USUARIOS MENORES

En cumplimiento de la metodología estipulada por la Norma Tarifas el pronóstico de ventas a Usuarios Menores se efectuó en forma global, y de la

manera indicada en los puntos precedentes.

Los resultados globales se desagregaron luego por Sistema Eléctrico y por

nivel de tensión (BT y MT). La desagregación consistió en un reparto proporcional del total del área entre las series y proyecciones de cada uno de los sistemas.

Para ello se efectuó el siguiente procedimiento:

Utilizando las series históricas de ventas de energía BT para el Área de

Demanda y para cada uno de los Sistemas Eléctricos, se plantearon diferentes modelos tendenciales para extrapolar las ventas BT de cada uno, seleccionando en cada caso aquellos que presentando buenos ajustes (medido

TOTAL TOTAL

AÑO VENTAS (AT) MT BT MT+BT VENTAS (AT+ MT+BT)

2010 1.844,24 1.806.510,93 3.208.128,18 5.014.639,11 5.016.483,34

2011 1.844,24 1.945.853,31 3.358.934,16 5.304.787,48 5.306.631,71

2012 1.844,24 2.076.942,34 3.519.111,79 5.596.054,12 5.597.898,36

2013 1.844,24 2.207.254,71 3.697.992,51 5.905.247,22 5.907.091,45

2014 1.844,24 2.410.192,82 3.885.680,60 6.295.873,42 6.297.717,65

2015 1.844,24 2.605.007,71 4.081.098,26 6.686.105,96 6.687.950,20

2016 1.844,24 2.791.302,72 4.281.383,79 7.072.686,51 7.074.530,74

2017 1.844,24 2.968.670,90 4.491.037,16 7.459.708,06 7.461.552,29

2018 1.844,24 3.136.671,91 4.711.826,90 7.848.498,81 7.850.343,04

2019 1.844,24 3.294.850,40 4.941.854,90 8.236.705,29 8.238.549,53

2020 1.844,24 3.442.733,31 5.181.537,45 8.624.270,76 8.626.115,00

2021 1.844,24 3.579.819,15 5.431.314,39 9.011.133,54 9.012.977,77

2022 1.844,24 3.705.588,57 5.687.975,75 9.393.564,33 9.395.408,56

(1) No incluye pérdidas en media y baja tensión.

TASA PROMEDIO (%) : 0,00% 6,2% 4,9% 5,4% 5,4%

NIVEL DE TENSIÓN: MT+BT(1)


2-28


a través del r2 correspondiente) resulten además consistentes con la serie histórica correspondientes.

Lo mismo se efectuó para el caso de los consumos en MT.

Esta apertura se trasladó luego a cada uno de los sistemas eléctricos en forma proporcional a los resultados de los modelos de extrapolación tendencial

aplicados a las series de ventas BT y MT de cada uno.

Finalmente se efectuó un ajuste general, de modo tal que la sumatoria de las

partes permitan reproducir el pronóstico para el Área de Demanda 6.

El procedimiento indicado se puede verificar en el modelo de demanda que se acompaña como sustento del estudio, en la hoja “Por Sistema, Menores” del

mismo.

Una vez determinados los pronósticos de ventas BT y MT para cada sistema

eléctrico se utilizaron los factores de participación, los factores de cálculo tales como el FC, FCP y FS y los factores de pérdidas correspondientes a cada SET en el año cero, con el objetivo de determinar las energías y las potencias en

cada barra y para cada uno de los años del estudio.

2.5 PROYECCIÓN DE VENTAS A USUARIOS MAYORES

Tal como lo indica la Norma Tarifas, la proyección de estos usuarios debe ser

efectuada por los propios clientes por solicitud de las empresas que presentan su propuesta tarifarias.

A los efectos de este estudio el Consultor no tomó conocimiento de encuestas con proyecciones de demanda originadas en los Usuarios Mayores, y en consecuencia las ventas de energía a estos clientes y sus potencias

coincidentes y no coincidentes se tomaron iguales a los valores del año base y constantes hasta el horizonte del año 2022.

No obstante, si se dispuso de documentos de sustento según los cuales Usuarios Mayores existentes solicitan ampliaciones de carga, lo cual se ha modelado como escalones de carga que se agregan las ventas del año base en

el año/mes que corresponde. Estos casos, junto con la solicitud de conexión de clientes nuevos se presentan en el siguiente punto bajo el título de

“Demandas Adicionales”

2.6 DEMANDAS ADICIONALES

Las demandas adicionales consideradas son aquellas que, por su magnitud, pueden considerarse no contempladas por el crecimiento vegetativo explicado

por los modelos de pronóstico especificados.

Así, para efectuar el pronóstico de demanda se incluyeron demandas que

responden a los siguientes casos:


2-29


Nuevos usuarios que han iniciado los trámites para su conexión,

siempre y cuando una vez conectados se los pueda calificar como

Usuarios Mayores.

Usuarios Mayores existentes que han solicitado ampliaciones de carga

Emprendimientos excepcionales, tal el caso de la urbanización Collique

Las siguientes tablas, Tabla 2.21, y Tabla 2.22, identifican las demandas adicionales incluidas en el estudio:

Tabla 2.21: Demandas de energía adicionales

SISTEMA SET SUMINISTRO CLIENTE TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

LIMA LP 315641 REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A. AT 24,398 24,398 24,398 24,398 25,860 27,321 27,321

LIMA F 406303 EMPRESA NACIONAL DE PUERTOS S.A. (ENAPU S.A.)AT 9,816 9,816 9,816 24,246 24,246 24,246 62,586

LIMA TV 1897610 LIMA AIRPORT PARTNERS S.R.L. AT 33,223 33,223 33,223 33,223 75,073 75,073 75,073

LIMA SR NUEVO1 TREN ELÉCTRICO AT - 30,660 61,320 86,870 122,640 122,640 122,640

LIMA JI NUEVO1 TREN ELÉCTRICO AT - - - 51,100 122,640 122,640 122,640

LIMA CN NUEVO9 QUIMPAC (ENERSUR) - CHILLÓN AT - - - 262,800 262,800 262,800 262,800

LIMA M 79117 CIA. INDUSTRIAL NUEVO MUNDO S.A. MT 19,501 19,501 24,387 24,387 24,387 24,387 24,387

LIMA M 1725618 SAN MIGUEL INDUSTRIAS PET S.A. MT 52,977 52,977 86,907 86,907 86,907 86,907 86,907

LIMA O 1837655 TECNOLOGICA DE ALIMENTOS S.A. MT 10,020 15,920 20,670 20,670 20,670 20,670 20,670

LIMA PP 715486 CERAMICOS PERUANOS S.A. MT 15,847 15,847 27,879 27,879 27,879 27,879 27,879

LIMA F NUEVO3 CORMIN CALLAO 1 MT - - 18,900 18,900 18,900 18,900 18,900

LIMA F NUEVO4 CORMIN CALLAO 2 MT - - 21,600 21,600 21,600 21,600 21,600

LIMA O NUEVO5 PTAR TABOADA MT - - 32,068 32,068 32,068 32,068 32,068

LIMA CH NUEVO8 REAL PLAZA IZAGUIRRE MT - - 13,783 13,783 13,783 13,783 13,783

LIMA I NUEVO6 SEDAPAL MT - - 16,173 16,173 16,173 16,173 16,173

LIMA ID NUEVO12 ALICORP MT - - 33,580 33,580 33,580 33,580 33,580

LIMA O NUEVO13 WENCO INDUSTRIAS PLÁSTICAS MT - 2,813 19,691 19,691 19,691 19,691 19,691

LIMA Q NUEVO14 INTERSEGUROS MT - - 39,182 45,529 45,529 45,529 45,529

LIMA TV NUEVO15 CLOROX PERÚ MT - - 12,831 12,831 20,530 20,530 20,530

HUACHO H NUEVO11 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS - H MT - 12,986 31,167 31,167 31,167 31,167 31,167

HUARAL HL NUEVO2 RIO SECO AT - - 12,357 - - - -

HUARAL HL 1566894 MINERA COLQUISIRI S.A. MT 20,599 20,599 30,901 30,901 30,901 30,901 30,901

HUARAL CY NUEVO7 SAN FERNANDO MT - - 11,935 11,935 11,935 49,426 49,426

HUARAL CY NUEVO10 CORPORACIÓN PESQUERA INCA MT - 8,525 21,312 21,312 21,312 21,312 21,312

LIMA I NUEVO BT URBANIZACIÓN COLLIQUE BT - 3,219 9,033 26,476 45,337 64,198 79,839


2-30


Tabla 2.22: Potencias coincidentes con el SST de las demandas adicionales

A partir del año 2016 las ventas de energía y las potencias anuales de los Usuarios Mayores se consideraron constantes. Además, si bien los cuadros

presentan los datos hasta el año 2016 solamente, corresponde destacar que se consideró que la urbanización Collique continuará su desarrollo paulatino

hasta alcanzar los 32,3 MW coincidentes con el SST en el año 2023.

Los cuadros precedentes no presentan las ampliaciones para los usuarios

PANASA y QUIMPAC conectados a Paramonga existente. Los valores correspondientes a estos usuarios se adoptaron del estudio aportado por SN Power.

2.7 RESULTADO DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Según indica la Norma Tarifas, se agregaron las proyecciones de demanda correspondientes a los Usuarios Menores, Usuarios Mayores y Demandas

Adicionales, resultando en el pronóstico para el Área de Demanda 6, el cual se expresa parcialmente (por razones de espacio) en la siguiente Tabla 2.23, en términos de demanda coincidente con SST a nivel de SETs.

SISTEMA SET SUMINISTRO CLIENTE TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

LIMA LP 315641 REFINERIA LA PAMPILLA S.A.A. AT 12.21 12.21 12.21 12.21 12.21 13.68 13.68

LIMA F 406303 EMPRESA NACIONAL DE PUERTOS S.A. (ENAPU S.A.)AT 1.57 1.57 1.57 3.88 3.88 3.88 10.02

LIMA TV 1897610 LIMA AIRPORT PARTNERS S.R.L. AT 4.91 4.91 4.91 4.91 11.09 11.09 11.09

LIMA SR NUEVO1 TREN ELÉCTRICO AT - - 8.00 8.00 16.00 16.00 16.00

LIMA JI NUEVO1 TREN ELÉCTRICO AT - - - - 16.00 16.00 16.00

LIMA CN NUEVO9 QUIMPAC (ENERSUR) - CHILLÓN AT - - - 30.00 30.00 30.00 30.00

LIMA M 79117 CIA. INDUSTRIAL NUEVO MUNDO S.A. MT 2.28 2.28 2.85 2.85 2.85 2.85 2.85

LIMA M 1725618 SAN MIGUEL INDUSTRIAS PET S.A. MT 7.01 7.01 11.50 11.50 11.50 11.50 11.50

LIMA O 1837655 TECNOLOGICA DE ALIMENTOS S.A. MT 2.50 3.97 5.16 5.16 5.16 5.16 5.16

LIMA PP 715486 CERAMICOS PERUANOS S.A. MT 1.00 1.00 1.75 1.75 1.75 1.75 1.75

LIMA F NUEVO3 CORMIN CALLAO 1 MT - - 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50

LIMA F NUEVO4 CORMIN CALLAO 2 MT - - 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

LIMA O NUEVO5 PTAR TABOADA MT - - 4.62 4.62 4.62 4.62 4.62

LIMA CH NUEVO8 REAL PLAZA IZAGUIRRE MT - - 2.29 2.29 2.29 2.29 2.29

LIMA I NUEVO6 SEDAPAL MT - - 2.80 2.80 2.80 2.80 2.80

LIMA ID NUEVO12 ALICORP MT - - 4.45 4.45 4.45 4.45 4.45

LIMA O NUEVO13 WENCO INDUSTRIAS PLÁSTICAS MT - 0.41 2.84 2.84 2.84 2.84 2.84

LIMA Q NUEVO14 INTERSEGUROS MT - - 6.76 7.85 7.85 7.85 7.85

LIMA TV NUEVO15 CLOROX PERÚ MT - - 2.10 2.10 3.37 3.37 3.37

HUACHO H NUEVO11 TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS - H MT - 1.99 4.77 4.77 4.77 4.77 4.77

HUARAL HL NUEVO2 RIO SECO AT - - 2.19 - - - -

HUARAL HL 1566894 MINERA COLQUISIRI S.A. MT 2.42 2.42 3.63 3.63 3.63 3.63 3.63

HUARAL CY NUEVO7 SAN FERNANDO MT - - 1.34 1.34 1.34 5.56 5.56

HUARAL CY NUEVO10 CORPORACIÓN PESQUERA INCA MT - 0.96 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40

LIMA I NUEVO BT URBANIZACIÓN COLLIQUE BT - 0.56 1.56 4.56 7.80 11.05 13.74


2-31


Tabla 2.23: Pronóstico de potencia coincidente con el SST por Sistema Área de demanda 6 [MW]

SISTEMA ELÉCTRICO LIMA

NORTE

SET TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

CHILLON 60 0.00 0.00 0.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 30.00 0.0%

JICAMARCA NUEVA 60 0.00 0.00 0.00 0.00 16.00 16.00 16.00 16.00 16.00 0.0%

LA PAMPILLA 60 12.21 12.21 12.21 12.21 12.21 13.68 13.68 13.68 13.68 1.3%

OQUENDO 60 8.54 8.54 8.54 8.54 8.54 8.54 8.54 8.54 8.54 0.0%

S. ROSA NUEVA 60 0.18 0.19 8.20 8.21 16.22 16.23 16.24 16.25 16.31 7.9%

SANTA MARINA 60 3.99 3.99 3.99 6.30 6.30 6.30 12.44 12.44 12.44 7.8%

TOMÁS VALLE 60 4.91 4.91 4.91 4.91 11.09 11.09 11.09 11.09 11.09 9.5%

ZAPALLAL 60 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.0%

ANCON 10 4.49 5.71 6.00 6.29 6.65 7.02 7.38 7.75 9.65 4.9%

BARSI 10 43.06 39.71 41.04 42.40 44.27 46.10 47.90 49.66 57.84 3.5%

CANTO GRANDE 10 65.59 66.43 69.59 72.83 76.89 80.97 85.06 89.16 109.93 4.7%

CAUDIVILLA 10 38.91 42.52 44.53 46.62 49.03 51.50 54.03 56.61 70.55 4.7%

CHAVARRIA 10 71.92 76.43 82.49 86.30 91.26 96.20 101.11 105.99 129.90 4.6%

CHAVARRIA 20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

INDUSTRIAL 10 22.94 30.17 36.46 38.25 40.90 43.46 45.92 48.30 58.65 4.9%

INFANTAS 10 47.04 45.90 51.93 57.20 63.14 69.12 74.60 80.28 110.83 7.6%

JICAMARCA 10 18.80 14.16 14.81 15.49 16.24 17.03 17.83 18.67 23.27 4.6%

MARANGA 10 34.82 38.12 39.94 41.80 44.18 46.56 48.93 51.30 63.15 4.7%

MIRONES 10 73.82 74.35 82.68 85.94 90.32 94.65 98.91 103.12 123.16 4.1%

NARANJAL 10 62.41 62.32 64.95 67.64 71.11 74.57 78.01 81.45 98.39 4.3%

OQUENDO 10 36.78 42.20 51.97 53.42 55.42 57.39 59.32 61.20 69.88 3.0%

OQUENDO 20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

PANDO 10 46.30 52.63 54.86 57.13 60.04 62.95 65.85 68.75 83.13 4.3%

PERSHING 10 51.49 47.65 56.76 60.21 62.94 65.73 68.58 71.50 87.13 4.2%

PUENTE PIEDRA 10 31.89 31.91 33.78 34.90 36.40 37.89 39.35 40.80 47.77 3.5%

S. ROSA ANTIGUA 10 80.68 76.32 80.14 84.02 73.86 78.02 82.15 86.24 106.18 2.6%

SANTA MARINA 10 43.52 45.98 55.81 58.09 61.00 63.92 66.83 69.73 84.19 4.2%

TACNA 10 74.74 85.38 89.65 94.03 99.43 104.87 110.36 115.88 144.26 4.9%

TOMÁS VALLE 10 59.04 54.60 59.34 61.99 66.71 70.13 73.54 76.93 93.66 4.7%

VENTANILLA 10 20.27 19.50 20.45 21.44 22.62 23.81 25.02 26.25 32.70 4.8%

ZAPALLAL 10 12.60 13.51 14.13 14.77 15.49 16.23 17.00 17.79 22.18 4.6%

ZARATE 10 0.00 13.13 13.79 14.47 35.56 37.60 39.65 41.69 51.86 15.2%

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

29.98 29.99 38.00 70.31 100.51 101.98 108.13 108.14 108.20 4.9%

941.12 978.62 1065.10 1115.23 1183.48 1245.71 1307.33 1369.06 1678.25 4.6%

971.10 1008.60 1103.10 1185.55 1283.99 1347.69 1415.46 1477.20 1786.45 4.7%

MAT

AT

MT

TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO

SISTEMA ELÉCTRICO HUARAL-CHANCAY

SET TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

HUARAL 60 0.00 0.00 2.19 0.00 2.19 0.00 0.00 0.00 0.00

HUARAL 10 13.74 12.94 14.91 15.70 16.67 17.68 18.73 19.83 26.03 5.8%

CHANCAY 10 6.44 11.10 14.80 15.73 16.98 22.54 23.87 25.25 32.68 8.5%

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

0.00 0.00 2.19 0.00 2.19 0.00 0.00 0.00 0.00

20.18 24.04 29.71 31.43 33.65 40.22 42.61 45.08 58.70 7.2%

20.18 24.04 31.90 31.43 35.84 40.22 42.61 45.08 58.70 7.2%

AT

MT


MAT

SISTEMA ELÉCTRICO HUACHO-SUPE-PATIVILCA

SET TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

HUACHO 10 15.55 21.42 25.43 26.68 28.25 29.84 31.45 33.09 41.52 5.0%

SUPE 10 8.06 9.13 9.67 10.23 10.90 11.59 12.30 13.02 16.91 5.7%

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

23.61 30.55 35.10 36.90 39.15 41.43 43.75 46.11 58.43 5.2%

23.61 30.55 35.10 36.90 39.15 41.43 43.75 46.11 58.43 5.2%TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO

MAT

AT

MT

SISTEMA ELÉCTRICO ANDAHUASI

SET TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

ANDAHUASI 23 2.05 2.23 2.43 2.64 2.90 3.17 3.45 3.76 5.65 8.8%

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0%

2.05 2.23 2.43 2.64 2.90 3.17 3.45 3.76 5.65 8.8%

2.05 2.23 2.43 2.64 2.90 3.17 3.45 3.76 5.65 8.8%

MAT

AT

MT



2-32


Tabla 2.24: Pronóstico de potencia coincidente con el SST total Área de

demanda 6 [MW]

Por último, la Tabla 2.25 presenta el pronóstico final de demanda para el Área

de Demanda 6 en términos de energía, por nivel de tensión e incluyendo pérdidas:

Tabla 2.25: Pronóstico final de ventas de energía [MWh]

SISTEMA ELÉCTRICO HUARMEY

SET TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

9DEOCT66 66 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 0,0%

HUARMEY 23 0,40 0,42 0,43 0,45 0,47 0,49 0,51 0,53 0,64 4,0%

HUARMEY 10 1,63 1,70 1,77 1,84 1,92 2,00 2,08 2,16 2,59 3,8%

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0%

1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 0,0%

2,03 2,11 2,20 2,30 2,39 2,49 2,59 2,69 3,23 3,9%

3,70 3,78 3,88 3,97 4,07 4,16 4,26 4,36 4,90 2,4%

MAT

AT

MT


SISTEMA ELÉCTRICO PARAMONGA

SET TENSIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

PARAMONGA EXIST. 13,2 46,09 46,27 46,44 53,16 53,41 53,65 53,90 54,15 55,32 0,4%

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0%

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0%

46,09 46,27 46,44 53,16 53,41 53,65 53,90 54,15 55,32 0,4%

46,09 46,27 46,44 53,16 53,41 53,65 53,90 54,15 55,32 0,4%

MT

MAT

AT


Total ÁREA DE DEMANDA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2022 TC

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0%

31,65 31,66 41,85 71,99 104,37 103,65 109,80 109,81 109,87 4,8%

1035,07 1083,82 1180,99 1241,67 1314,98 1386,67 1453,63 1520,85 1859,59 4,6%

1066,72 1115,48 1222,85 1313,66 1419,34 1490,32 1563,43 1630,66 1969,46 4,6%

MAT

AT

MT

Total ÁREA DE DEMANDA

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 00,00 326.838,39 6.471.297,35 6.798.135,74

2011 00,00 357.498,39 6.804.666,86 7.162.165,25

2012 00,00 400.514,93 7.426.959,98 7.827.474,91

2013 00,00 745.349,67 7.794.313,57 8.539.663,24

2014 00,00 895.971,30 8.213.145,38 9.109.116,68

2015 00,00 897.432,94 8.662.366,39 9.559.799,33

2016 00,00 935.772,94 9.070.347,90 10.006.120,83

2017 00,00 935.772,94 9.479.549,55 10.415.322,49

2018 00,00 935.772,94 9.891.461,92 10.827.234,86

2019 00,00 935.772,94 10.303.546,09 11.239.319,03

2020 00,00 935.772,94 10.715.779,09 11.651.552,03

2021 00,00 935.772,94 11.128.134,90 12.063.907,84

2022 00,00 935.772,94 11.536.573,74 12.472.346,68

3-1


3. ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL ESTADO ACTUAL DE LAS

INSTALACIONES EXISTENTES

3.1 METODOLOGÍA DE DIAGNÓSTICO

3.1.1 Información Básica

A continuación se describe el procedimiento que se utilizó para la ejecución de las tareas de diagnóstico, en lo respectivo a los estudios eléctricos.

Se tomó la Base de Datos, correspondiente al Plan de Transmisión aprobado del COES, para el período 2011 – 2020.

De la base de datos de OSINERGMIN, se tomó el Área 6 y se incorporó en la base de datos correspondiente al COES, verificando la correcta incorporación de una base en otra.

Se incorporó la demanda que resultó de la correspondiente proyección, realizada a partir de las mediciones de EDELNOR.

Para esta etapa de diagnóstico se consideró la demanda de potencia reactiva que resultara de la proyección, y no, como indica la Norma Técnica, aquella que diera como resultado un factor de potencia de 0.95. Esto se hizo, a los

efectos de determinar, en función de las mediciones reales, los requerimientos de compensación de potencia reactiva.

Se puso en servicio, los capacitores que fueron necesarios, en el nivel de 10 kV, con el objeto de alcanzar un FP del orden de 0,95

Se ajustaron los Reguladores Bajo Carga (RBC) de los transformadores de

MAT, para conseguir tensiones de operación del orden de las fijadas por la resolución del COES

Se ajustaron los transformadores de AT/MT para obtener tensiones del orden de 1 p.u.

Se eliminaron las barras simples en aquellas SETs que cuentan con un

esquema de doble barra y se incorporaron SET de este tipo en la base de datos.

3.1.2 Diagnóstico de la Situación Actual

Ajustada y revisada la base de datos de estudios, se procedió a verificar el

cumplimiento de los criterios mínimos de operación establecidos en la Normativa Vigente.

Se detectaron las SET que no cumplen con el nivel de tensión de operación, y aquellas que no alcanzan un factor de potencia de 0.95.

Se calcularon las corrientes de cortocircuito en las SET, indicando aquellas que

superan la capacidad de ruptura admisible. Se propuso una alternativa de incorporación de barra en el nivel de 10 kV, que permita operar a barras

3. Análisis y diagnóstico del estado actual de las instalaciones existentes

3-2


separadas en este nivel de tensión, en aquellas SET que superan la Ikk admisible.

Se hizo el análisis de la condición N-1 de operación en todas las líneas de EDELNOR, indicándose, en los casos que lo requirieran los problemas que ocasionan estas salidas. Así mismo, se analizaron condiciones N-1 externas a

la red de EDELNOR, a los fines de verificar el impacto en esta red.

3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ACTUAL DE EDELNOR

El área de concesión de Edelnor comprende el norte de Lima (Lima Norte),

Callao y Norte Chico, con un mercado asociado de 1.089.446 clientes a 31 de diciembre de 2010, y con una demanda máxima en los puntos de compra de 1042 MW (máxima coincidente con el SST).

Para atender el servicio de distribución eléctrica en sus zonas de concesión, se abastece desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en un

100% para las zonas de Lima Norte y Callao en tanto que para Norte Chico alcanza a un 99% ya que se debe considerar la generación propia en centros aislados que representa un 1% del consumo de esta última.

Para el abastecimiento de Lima Norte y Callao, Edelnor se abastece a través de las subestaciones de interconexión Santa Rosa en 220 kV y 60 kV,

Chavarría y Chillón en 220 kV. Para la zona del Norte Chico compra la energía en las subestaciones Paramonga Nueva y Huacho (REP) en el nivel de 66 kV.

3.2.1 Sistema Lima Norte

El sistema de transmisión de la zona de Lima Norte y Callao está constituido

por dos subsistemas: uno que nace a partir de la subestación Santa Rosa y que se extiende en forma radial en 60 kV para alimentar a 3 subestaciones de bajada (60/10 kV), y el otro subsistema que parte desde las subestaciones

Chavarría y Chillón, alimentando a 12 subestaciones de bajada mediante líneas de 60 kV. Adicionalmente se cuenta con una línea de doble circuito en

220 kV que abastece desde la subestación Chavarría a la subestación Barsi, desde la que se alimentan otras 5 subestaciones de bajada con líneas de 60

kV. (ver zona delimitada en la Ilustración 3.1 y Ilustración 3.2)

La subestación Chavarría está formada por 4 bancos monofásicos, dos de 180 MVA y dos de 85 MVA, con relación de transformación 220/60 kV. Por está

subestación se compra cerca del 63% de la energía que abastece el sistema eléctrico de Edelnor.

La subestación Chillón está formada por 2 bancos monofásicos, de 120 MVA, con relación de transformación 220/60 kV.

La subestación Barsi está formada por 3 bancos monofásicos, uno de

180 MVA y dos de 85 MVA, con relación de transformación 220/60 kV.

La subestación Santa Rosa posee 2 bancos monofásicos, cada uno de

120 MVA, con relación de transformación 220/60 kV.


3-3


Ilustración 3.1: Sistema Lima Norte, SET Santa Rosa

Ilustración 3.2: Sistema Lima Norte, SET Chavarría y Barsi. Sistema Huaral-

Chancay


3-4


3.2.2 Sistema Huaral-Chancay y Huacho-Supe

En la zona del Norte Chico el sistema de transmisión es de 66 y 60 kV. La zona

de Huacho y Supe se abastecen desde las subestaciones Huacho REP y Paramonga Nueva REP (del SEIN) en 66 kV (ver zona delimitada en la Ilustración 3.3) y en 60 kV para las localidades de Chancay y Huaral,

partiendo de la subestación de transmisión Zapallal, al final del sistema de Lima Norte (ver zona delimitada en la Ilustración 3.2).

Ilustración 3.3: Sistema Huacho – Supe.

El sistema eléctrico de transmisión de EDELNOR S.A.A. está conformado por

419,47 km de líneas y 25 subestaciones con una potencia instalada de 2.282,15 MVA, tal como se muestra a continuación:

LINEAS DE TRANSMISIÓN EN ALTA TENSIÓN

Tabla 3.1

Tensión Longitud (km)

(kV) Aéreo Subterráneo Total

220 16,65 2,00 18,65

66 69,61 - 69,61

60 303,69 27,52 331,21

TOTAL 389,95 29,52 419,47


3-5


SUBESTACIONES Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EN ALTA TENSIÓN

Tabla 3.2

Relación de Transformación

(kV)

Cantidad de

Subestaciones

Cantidad de

Transformadore

s

Capacidad

Instalada

(MVA)

220/60 4 (2) 11 (1) 1.360,00

66/10 2 3 67,00

60/10 23 49 1.155,15

TOTAL 28 61 2.282,15

Nota:

(1) 9 bancos de 3 polos cada uno.

(2) Estas SET’s tienen 2 niveles de transformación. En la contabilidad total se han considerado en forma independiente.

Así mismo, EDELNOR S.A.A. dispone de equipos de compensación reactiva en

sus redes, 109,8 MVAR en barras 10 kV de las subestaciones 60/10 KV, 6,25 MVAR en sus redes de media tensión y 77,8 MVAR en las redes de baja tensión. Asimismo se cuenta con un compensador estático en la subestación

Chavarría de 20 MVAR inductivo, 40 MVAR capacitivo.

3.3 ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL ESTADO ACTUAL DE LAS INSTALACIONES

Para este análisis, se simuló la red de EDELNOR con el escenario correspondiente a la demanda máxima de 2010. Se presenta el escenario

obtenido en la Ilustración 3.4. En la misma se puede apreciar, que para la condición de red completa, los niveles de carga y tensiones se mantienen dentro de los márgenes de operación establecidos en la regulación vigente. No

obstante, la SET Huaral presenta una tensión de 0,94 p.u. dado que es una de las que se encuentra más alejada de los puntos con control de tensión.

En base a este escenario, se realizó un análisis detallado por cada SET, verificando:

Restricciones o congestiones en líneas y transformadores en las

subestaciones, es decir, el estado actual y el grado de utilización de cada uno de los elementos que constituyen el sistema

Problemas de sobretensión o caídas de tensión en determinados putos de la red

Requerimientos de compensación reactiva


3-6


Niveles de cortocircuito en los puntos más críticos

Problemas de seguridad en la operación y de la confiabilidad del sistema

de transmisión.

Estudio del sistema de EDELNOR en condición de falla simple en líneas (Condición N-1).

Se aclara que en este análisis, el cual contempla la situación de la red para la demanda del año 2010, se consideró En Servicio la línea de 60kV entre la SET

Barsi y SET Maranga, la cual se encuentra en operación desde mayo del presente año.

A Continuación se presenta la Máxima Demanda de cada SET de MAT y AT,

coincidente con el SEIN, que fue considerada en el escenario de Diagnóstico:

SISTEMA LIMA NORTE - 220 KV

SET MD SEIN

FECHA: HORA KW KVAR

CHAVARRIA 220 16/12/2010 19:30:00 p.m. 344 530 143 748

BARSI 220 16/12/2010 19:30:00 p.m. 255 749 63 396

CHILLON 220 16/12/2010 19:30:00 p.m. 120 013 6 333

STA ROSA NUEVA 220 16/12/2010 19:30:00 p.m. 192 780 95 109

SISTEMA LIMA NORTE - 60 KV

SET

MD SEIN

FECHA: HORA KW KVAR

BARSI 16/12/2010 19:30:00 p.m. 37 280 9 184

CANTO GRANDE 16/12/2010 19:30:00 p.m. 63 155 13 116

CAUDIVILLA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 39 471 15 084

CHAVARRIA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 71 063 32 690

INFANTAS 16/12/2010 19:30:00 p.m. 44 026 15 226

JICAMARCA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 14 753 6 553

MARANGA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 24 264 4 083

MIRONES 16/12/2010 19:30:00 p.m. 74 403 13 685

OQUENDO 16/12/2010 19:30:00 p.m. 38 784 12 992

PANDO 16/12/2010 19:30:00 p.m. 47 664 7 542

PERSHING 16/12/2010 19:30:00 p.m. 47 616 -18

PUENTE PIEDRA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 31 416 11 904

SANTA MARINA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 40 384 12 224

SANTA ROSA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 77 093 22 102

TACNA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 74 361 22 628

TOMAS VALLE 16/12/2010 19:30:00 p.m. 57 073 9 502

VENTANILLA 16/12/2010 19:30:00 p.m. 19 482 6 001

ZAPALLAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 15 882 1 742

ANCON 16/12/2010 19:30:00 p.m. 5 230 2 017

NARANJAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 49 755 24 896

INDUSTRIAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 19 480 7 020


3-7


SISTEMA HUARAL - CHANCAY

SET MD SEIN

FECHA: HORA KW KVAR

HUARAL 16/12/2010 19:30:00 p.m. 13 428 1 957

CHANCAY 16/12/2010 19:30:00 p.m. 7 152 -2 478

SISTEMA HUACHO

SET MD SEIN

FECHA: HORA KW KVAR

HUACHO 16/12/2010 19:30:00 p.m. 15 112 2 648

SISTEMA SUPE

SET MD SEIN

FECHA: HORA KW KVAR

SUPE 16/12/2010 19:30:00 p.m. 6 456 3 306


3-8


Ilustración 3.4


3-9


3.3.1 Factor de utilización de capacidad de transformación para demandas en MT (20/10 kV)

a. SISTEMA LIMA NORTE

En la Tabla 3.3 se muestra el estado de carga de las SET del Sistema Lima

Norte.

Tabla 3.3

SET DEMANDA EN 20/10 kV AÑO 2010

ANCON (N)

Demanda Máxima (MVA) 5.6

T1 6

T2 6

Potencia Instalada (MVA) 12

Factor de Utilización 46.7%

BARSI (K)


T1 25

T2 25



CANTO GRANDE (CG)


T1 25

T2 25

T3 25



CAUDIVILLA (CV)


T1 25

T2 25



CHANCAY (CY)


T1 8.75

T2 25

Potencia Instalada (MVA) 33.75


CHAVARRIA (CH)


T1 25

T2 25

T3 40



3-10




HUARAL (HL)


T1 25

T2 17.2



INDUSTRIAL (ID)


T1 25

T2 25



INFANTAS (I)


T1 40

T2 40



JICAMARCA (J)


T1 25



MARANGA (MA)


T1 25

T2 25

T3 25



MIRONES (M)


T1 25

T2 25

T3 25

T4 40



NARANJAL (NJ)


T1 25

T2 25

T3 25



3-11




OQUENDO (O)


T1 25

T2 40



PANDO (PA)


T1 25

T2 25

T3 25



PERSHING (Q)


T1 25

T2 40



PUENTE PIEDRA (P)


T1 25

T2 25



S. ROSA ANTIGUA (P)


T1 25

T2 25

T3 25

T4 25



SANTA MARINA (F)


T1 25

T2 25



TACNA (T)


T1 40

T2 25

T3 25


3-12





TOMAS VALLE (TV)


T1 25

T2 25

T3 25



VENTANILLA (V)


T1 25



ZAPALLAL (W)


T1 17.2



b. SISTEMA HUACHO – SUPE

En la Tabla 3.4 se muestra el estado de carga de las SET del Sistema Lima Norte.

Tabla 3.4


HUACHO (H)


T1 25

T2 25



SUPE (SU)


T1 25




3-13


3.3.2 Factor de utilización de capacidad de transformación para SETs

de MAT/AT

En la Tabla 3.5 se muestra el estado de carga de las SET del Sistema MAT/AT.

Tabla 3.5

SET DEMANDA EN AT AÑO 2010

BARSI (K)


T1 180

T2 84.9

T3 84.9



CHAVARRIA (CH)


T1 84.9

T2 180

T3 84.9

T4 180



CHILLON (CN)


T1 120

T2 120



S. ROSA NUEVA (SR)


T1 120

T2 120



3.3.3 Factor de potencia de la demanda

Con la finalidad de verificar el estado real del factor de potencia, en función de los requerimientos especificados en la regulación, lo cual indica que para la planificación se utilice un factor de potencia de 0.95, se indica a continuación

este factor para las SET de EDELNOR, con la demanda real.

La Tabla 3.6 permite apreciar el factor de potencia en las SET de EDELNOR. En

particular, se destaca que las SET que presentan un factor de potencia por


3-14


debajo de 0.95 son aquellas que no tienen compensación, a excepción de la SET SUPE, la cual tiene la demanda compensada por debajo del 50%. Esto da

lugar a que el factor de potencia alcance solo 0.9.

Tabla 3.6

SET FACTOR DE POTENCIA

DEMANDA MVAr

CAPACITORES INSTALADOS

ANCON 0.91 2.0

BARSI 0.96 12.1

CANTO

GRANDE 0.96 18.3 2 x 4,8 MVAr

CAUDIVILLA 0.92 16.2

CHANCAY 0.96 c -2.0 2 x 1,8 MVAr

CHAVARRIA 0.93 28.2 2 x 20 MVAr*

HUARAL 1 1.0 2 x 1,8 MVAr

INDUSTRIAL 0.95 7.6

INFANTAS 0.94 17.3

JICAMARCA 0.91 8.8

MARANGA 0.99 4.0 4 x 1,8 MVAr

MIRONES 0.99 12.5 2 x 4,8 MVAr

NARANJAL 0.94 23.0

OQUENDO 0.95 11.7 4,8 MVAr

PANDO 0.99 6.0 3 x 1,8 + 2,4 MVAr

PERSHING 1 2.5 8 x 1,8 MVAr

PUENTE PIEDRA

0.94 11.6

S. ROSA ANTIGUA

0.95 25.4 2 x 4,8 MVAr

SANTA MARINA

0.96 13.0

TACNA 0.95 24.9 3 x 4,8 MVAr

TOMAS

VALLE 0.97 14.6 4 x 1,8 MVAr

VENTANILLA 0.95 6.4 2 x 1,8 MVAr

ZAPALLAL 1 1.1 1,8 + 2,4 MVAr

ZARATE 0.00 0.0

HUACHO 0.98 3.2 2 x 1,8 MVAr

SUPE 0.9 3.8 1,8 MVAr

*Instalados en el nivel de 60 kV, propiedad de REP (además de

contar con un SVC, propiedad de EDELNOR)


3-15


3.3.4 Niveles de cortocircuito por SETs de AT/MT

Como ya fuera indicado, se calculó la corriente y la potencia de cortocircuito

en cada una de las SET de EDELNOR. A continuación se presentan los resultados, y se muestra en forma porcentual la relación entre la corriente de cortocircuito calculada, y la de diseño, para poder identificar aquellas SET en

las cuales se excede la Ikk admisible. En todos los casos se comparan tanto las Ikk resultantes de un cortocircuito trifásico, como las de un cortocircuito

monofásico con descarga a tierra, considerándose la mayor de ellas para la comparación.

Se puede mencionar que en las SET que se superan los niveles de Ikk,

corresponde al nivel de 10 kV. Únicamente se supera la Ikk en el nivel de 60 kV, en la SET Chavarría, con 1% de sobrecarga.

Se aclara que en el cálculo de la Ikk en el nivel de 10 kV, el modelo de la red está representado por un esquema de barra única. Esto implica que las Ikk que superan la capacidad de diseño en este nivel de tensión, para el caso de

las SSEETT que cuenten con la posibilidad de operar a barras separadas en el nivel de MT, pueden implementarlo como solución.

Sin embargo, se debe tener presente que para limitar la elevación de los niveles de la Icc en 10 kV, operativamente en el caso de Edelnor, solo 2 trafos de 25 MVA pueden operar en paralelo, pero el tercer trafo de 25 MVA opera de

manera independiente. Los trafos de 40 MVA también operan de manera independiente.

En los resultados, no se presentan los valores de corriente de cortocircuito monofásico en el nivel de 10kV, porque el sistema de distribución 10 kV de Edelnor es con neutro aislado.

a. SISTEMA LIMA NORTE

Tabla 3.7

Trifásico Monofásico Icc. Diseño

(kA)

Relación (%) SET Tensión

Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

ANCON (N) 60 5.1 526.9 3.5 122.0 25.0 20%

10 8.2 141.4 31.5 29%

CANTO

GRANDE (CG)

60 7.7 803.2 9.0 310.1 25.0 36%

10 23.3 403.5 31.5 74%

CAUDIVILLA (CV)

60 7.4 766.9 7.7 265.4 31.5 24%

10 18.1 312.9 31.5 57%

CHANCAY

(CY)

60 2.5 263.0 2.6 90.5 29.0 9%

10 8.7 151.1 28.9 36%

HUARAL 60 2.3 240.7 2.9 101.7 31.5 9%


3-16


Trifásico Monofásico Icc.

Diseño (kA)


Icc." (kA)

Scc." (MVA)

Icc." (kA)

Scc." (MVA)

(HL) 10 8.8 152.7 31.5 28%

INDUSTRIAL

(ID)

60 18.8 1952.3 20.1 696.1 31.5 64%

10 25.6 443.1 31.5 81%

INFANTAS

(I)

60 13.5 1402.7 14.2 492.1 31.5 45%

10 30.7 531.5 31.5 97%

JICAMARCA

(J)

60 6.3 657.9 6.4 223.4 31.5 20%

10 11.5 198.5 31.5 36%

MARANGA (MA)

60 18.5 1920.5 21.5 744.8 29.0 74%

10 35.3 610.9 31.5 112%

MIRONES (M)

60 19.1 1986.7 21.5 744.4 40.0 54%

10A 34.6 598.8 31.5 110%

10B 21.2 367.3 31.5 67%

NARANJAL

(NJ)

60 17.6 1833.5 18.4 638.9 31.5 59%

10 32.4 560.7 28.9 112%

OQUENDO (O)

60 16.7 1739.9 18.7 647.6 40.0 47%

10 29.7 513.7 31.5 94%

PANDO (PA) 60 16.6 1723.9 17.3 598.0 29.0 60%

10 32.9 570.5 28.9 114%

PERSHING (Q)

60 12.2 1267.1 12.9 447.2 40.0 32%

10 26.1 451.5 31.5 83%

PUENTE PIEDRA (P)

60 9.6 994.2 9.5 330.8 31.5 30%

10 20.2 350.0 31.5 64%

S. ROSA ANTIGUA

(P)

60 18.0 1868.4 23.2 802.2 29.0 80%

10 37.0 641.5 40.0 93%

SANTA MARINA (F)

60 16.7 1736.3 17.6 608.2 29.0 61%

10 25.2 435.9 31.5 80%

TACNA (T) 60 16.7 1738.0 21.3 736.2 40.0 53%

10 36.5 632.9 31.5 116%

TOMAS VALLE (TV)

60 15.8 1642.4 16.7 579.0 31.5 53%

10 31.8 550.1 31.5 101%

VENTANILLA (V)

60 11.2 1168.8 9.8 338.9 31.5 36%

10 12.8 221.8 31.5 41%

ZAPALLAL

(W)

60 13.1 1360.8 11.4 394.7 31.5 42%

10 8.9 154.6 31.5 28%

ZARATE (Z) 60 7.8 814.3 8.0 278.8 31.5 26%

10 16.8 290.8 31.5 53%


3-17


b. SISTEMA HUACHO – SUPE

Tabla 3.8


(kA)

Relación

(%) SET Tensión

Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

HUACHO (H)

60 2.3 262.6 3.0 114.9 31.5 10%

20 5.2 179.1 7.1 81.9 31.5 23%

10 10.1 175.5 31.5 32%

SUPE

(SU)

60 2.1 241.1 2.5 95.3 31.5 8%

20 2.1 74.4 2.7 30.9 31.5 8%

10 7.5 130.4 31.5 24%

c. NIVELES DE CORTOCIRCUITO POR SETS DE MAT/AT

Tabla 3.9


(kA)


Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

BARSI (K)

220 17.8 6799.0 21.3 2701.5 40.0 53%

60 23.5 2443.7 30.9 1071.4 31.5 98%

10 26.4 457.8 31.5 84%

CHAVARRIA (CH)

220.0 24.7 9418.4 29.3 3722.1 40.0 73%

60A 24.2 2518.8 31.8 1100.7 31.5 101%

60B 23.2 2406.0 30.9 1071.4 31.5 98%

20 23.3 805.4 28.5 328.8 31.5 90%

10 39.6 685.8 31.5 126%

CHILLON (CN)

220 23.5 8940.7 26.0 3297.6 40.0 65%

60 24.6 2561.1 27.5 953.1 31.5 87%

S. ROSA NUEVA (SR)

220 24.2 9211.4 28.4 3610.4 40.0 71%

60 18.0 1868.4 23.2 802.2 31.5 73.7%

3.3.5 Alternativas de solución a los problemas de cortocircuito

Dado que 7 SETs superan la potencia de cortocircuito en el nivel de 10 kV se propone incorporar una nueva barra en ese nivel de tensión, para aquellas que no cuenten con un esquema de doble barra, separando circuitos, lo cual

permite reducir las potencias y corrientes de cortocircuito a los siguientes valores:


3-18


Tabla 3.10

Trifásico conf.

Habitual

Ttrifásico -

Alternativa Icc.

Diseño

(kA)

Relación C. Hab.

(%)

Relación Alt. (%)

SET Tensión Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

Icc."

(kA)

Scc."

(MVA)

MARANGA (MA)

10A 35.3 610.9 26.3 455.9 31.5 112% 84%

10B 15.2 263.1 31.5 0% 48%

MIRONES

(M)

10A 34.6 598.8 25.8 447.6 31.5 110% 82%

10B 21.2 367.3 21.2 367.2 31.5 67% 67%

10C 14.7 254.8 31.5 0% 47%

NARANJAL (NA)

10A 32.4 560.7 24.2 419.8 28.9 112% 84%

10B 24.2 419.8 28.9 0% 84%

PANDO (PA) 10A 32.9 570.5 24.2 419.6 28.9 114% 84%

10B 15.0 259.2 28.9 0% 52%

TACNA (T) 10A 36.5 632.9 25.2 435.7 31.5 116% 80%

10B 20.2 349.1 31.5 0% 64%

TOMAS VALLE (TV)

10A 31.8 550.1 24.1 416.9 31.5 101% 76%

10B 13.9 241.5 31.5 0% 44%

CHAVARRIA (CH)

10A 39.6 685.8 26.5 458.6 31.5 126% 84%

10B 19.4 336.3 31.5 0% 62%

Mención especial merecen las barras de 60 kV de Chavarría que como se observa se encuentran operando en el valor de potencia de cortocircuito y

levemente por encima, aún operando a barras separadas. Las nuevas EETT Colonial y Nueva Zapallal previstas para el área, reducirán estos valores al seccionar los aportes a la red de 60 kV de Chavarría.

3.3.6 Análisis de contingencias

a. FALLAS EN LÍNEAS DEL SISTEMA LIMA NORTE EN AT

Tabla 3.11

Falla Línea/s Tensión Observaciones

Canto

Grande - S. Rosa Nueva

695 60

20 % de sobrecarga en S. Rosa Nueva - Zárate

(696) y 0,86 a 0,95 p.u. de tensión en las SETs del anillo

Canto Grande -

Jicamarca

687 60 2 % de sobrecarga en Canto Grande - S. Rosa

Nueva (695)


3-19



Jicamarca -

Zárate 6741 60

37 % de sobrecarga en Canto Grande - S. Rosa

Nueva (695) y 0,93 p.u. en Jicamarca

S. Rosa Nueva -

Zárate

696 60 37 % de sobrecarga en Canto Grande - S. Rosa Nueva (695) y 0,93 p.u. de tensión en Zárate

S. Rosa

Antigua - S. Rosa Nueva

701 / 6708

60 -

S. Rosa Antigua -

Tacna 614 60

3 % de sobrecarga en ambas S. Rosa Antigua -

Tacna (607 y 608)

S. Rosa Antigua -

Tacna

607 / 608

60 -

Barsi -

Industrial 689 60 -

Barsi -

Pershing 615 60 -

Maranga -

Pershing 646 60 -

Barsi -

Maranga 616 60 -

Maranga -

S. Marina 645 60 -

Barsi - S.

Marina 623 60 -

Chavarria -

Mirones

621 /

622 60 -

Barsi -

Mirones 662 60 -

Mirones -

Pando 664 60 -

Barsi -

Pando 661 60 -

Ancon -

Zapallal 672 60

Tensiones de 0,82 a 0,89 p.u. en Ancon, Chancay

y Huaral

Ancon -

Huaral 670 60 Tensiones de 0,9 a 0,92 p.u. en Chancay y Huaral

Chancay - Huaral

671 60 Tensión de 0,9 pu. en Huaral

Chancay - Zapallal

669 60 Tensiones de 0,87 a 0,88 p.u. en Ancon, Chancay y Huaral

Chavarria -

Infantas 697 60 -

Infantas -

Naranjal 692 60 -

Chavarria - 698 60 -


3-20



Naranjal

Chillon - Naranjal

684 60 2 % de sobrecarga de Chavarría - Infantas (697)

Chillon - Oquendo

653 60 -

Oquendo - T. Valle

699 60 -

Chavarria - T. Valle

617 / 626

60 -

Chavarria - Oquendo

618 60 -

Chavarria -

Caudivilla 625 60

Tensiones de 0,88 p.u. en Caudivilla y de 0,92 a

0,95 en Ancon, Chancay y Huaral

Caudivilla - Zapallal

635 60 -

P. Piedra - Zapallal

686 60 -

Chavarria -

P. Piedra 636 60

tensiones de 0,95 p.u. en P. Piedra y de 0,93 a

0,94 p.u. en Ancon, Chacay y Huaral

Chillon - Zapallal

6554 60 -

Chillon - La Pampilla

652 60 -

La Pampilla - Ventanilla

651 60 -

Ventanilla - Zapallal

650 60 -

b. FALLAS EN LÍNEAS DEL SISTEMA LIMA NORTE DE MAT Y DE LA RED

EXTERNA

Tabla 3.12


Chavarría -

S. Rosa 2003 220 -

Falla doble

Chavarría - S. Rosa

2003 y 2004

220 -

Chavarría -

Ventanilla 2244 220 -

Falla doble Chavarría -

Ventanilla

2244 y 2245

220 55 % de sobrecarga en Chavarria - Ventanilla (2246)


3-21


Chavarría -

Cajamarca 2008 220 -

Falla doble Chavarría -

Cajamarca

2008 y 2015

220 -

S. Rosa - C.

H. Huinco 2001 220 -

Falla doble

S. Rosa - C. H. Huinco

2001 y 2002

220 0,94 p.u. en Chavarria 220 kV y S. Rosa 220 kV

S. Rosa - San Juan

2010 220 -

Falla doble S. Rosa - San Juan

2010 y

2011 220 -

S. Rosa - Antigua -

Moyopampa

6011 60 -

Falla doble

S. Rosa Antigua -

Moyopampa

6011 y 6020

60 10 % de sobrecarga en los transformadores de S. Rosa 220 kV

Barsi -

Chavarría 2005 220 -

Falla doble Barsi - Chavarría

2005 y

2006 220

Colapso de las SETs Miron, Barsi, Pando, Maranga,

Pershing, S. Marina, Industrial (se observaron sobrecargas del orden de 200 % en ambas líneas Chavaria - Mirones 621 y 622 y tensiones inferiores a

0,9 p.u.)

Chillon -

Ventanilla 2016 220 -

Falla doble

Chillon - Ventanilla

2016 y 2017

220 27 % de sobrecarga en Chavarria - Naranjal (698) y tensión de 0,92 p.u. en Chillon

Zapallal - Ventanilla 220 -

Falla doble Zapallal - Ventanilla

220 -

c. FALLAS EN LÍNEAS DEL SISTEMA HUACHO – SUPE


3-22


Tabla 3.13


Paramonga Nueva -

Supe

694

(16675) 60 tensión de 0,92 p.u. en Supe

Huacho - Supe 694

(37B36) 60 -

Huachol Rep – Huacho

EDELNOR 685 60 -

Paramonga Nueva -

Huacho Rep 213 220 -

Paramonga Nueva -

Huacho Rep. y Zapallal - Huacho Rep.

220 tensiones de 0,91 a 0,93 p.u. en Huacho y Supe

Paramonga Nueva - Chimbote

215 220 -

3.4 CONCLUSIONES

En base al flujo de carga simulado para el estado de demanda máxima del año base (2010), se realizaron los análisis expuestos anteriormente de los cuales

se resume que:

Se cuenta con un sistema que abastece adecuadamente la demanda en

situación N, presentando sólo una SET que se aparta de la banda de tensión admisible (0,94 p.u. en HUARAL).

Gran cantidad de SETs presentan cargas elevadas, lo que implica un riesgo

de corte al suministro en caso de falla de un transformador.

Se detectó que no se llega a un factor de potencia mayor a 0,95 en las

siguientes SETs, las cuales no cuentan con capacitores en el nivel de tensión de la demanda:

o Ancon

o Caudivilla

o Chavarría

o Infantas

o Jicamarca

o Naranjal

o Puente Piedra

Por otro lado, la SET Supe sí cuenta con un capacitor pero no alcanza a

compensar el reactivo de la demanda, con lo cual su factor de potencia llega a 0.9

Se determinaron las potencias y corrientes de cortocircuito para fallas en

barra monofásica y trifásica. La comparación de estas corrientes con los valores de diseño permitieron detectar 7 Sets con la potencia superada en


3-23


los niveles de 10 kV. Se propuso partir barras en dichas SET, a los efectos de eliminar la sobreexigencia.

Se detectó que la SET Chavarría está al límite de la potencia y corriente de cortocircuito en el nivel de 60 kV, aún operando a barras separadas. Se entiende que las obras correspondientes a las SET Colonial y Nueva

Zapallal eliminarán este inconveniente.

Se estudiaron las fallas de líneas en MAT y AT que puedan afectar a la red

de EDELNOR, concluyendo que:

o No se puede abastecer adecuadamente las SETs Zárate, Jicamarca y

Canto Grande ante un N-1 de línea requiriéndose una obra en esta

región y fundamentalmente teniendo en cuenta que la SET Zárate está

descargada pero se irá cargando a futuro.

o En caso de falla de la línea S. Rosa Antigua – Tacna (L-614) se pueden

presentar sobrecargas de bajo valor (3 %) en las líneas S. Rosa

Antigua – Tacna (L 607 y L-608).

o Fallas en las líneas del anillo Ancon – Chancay – Huaral – Zapallal

impactan con niveles de tensión de hasta 0,82 p.u. en dichas SETs.

o En caso de falla de la línea Chillon - Naranjal (L-684) se pueden

presentar sobrecargas de bajo valor (2 %) en la línea Chavarría –

Infantas (L-697).

o En caso de falla en la línea Chavarría – Caudivilla (L-625) se afecta las

tensiones de Caudivilla (0,88 p.u.) y del anillo Ancon – Chancay –

Huaral (0,92 a 0,95 p.u.)

o En caso de falla en la línea Chavarría – P. Piedra (L-636) se afecta las

tensiones de P.Piedra (0,945 p.u.) y del anillo Ancon – Chancay –

Huaral (0,93 a 0,94 p.u.)

o La falla de la línea Paramonga Nueva – Supe o bien de las líneas

Paramonga Nueva – Huacho Rep. y Zapallal Huacho Rep. Impactan

con tensiones de 0,91 a 0,93 p.u. en las SETs Hucho y Supe.

o La falla doble de las líneas Chavarría – Ventanilla sobrecarga en más

del 50 % a la restante, representando riesgo de disparo, lo cual, de

hacerse efectivo, lleva a tensiones del orden de 0,93 p.u. en Chavarría

220 kV.

o La falla doble de las líneas S. Rosa - C. H. Huinco impactan con

tensiones de 0,94 p.u. en Chavarría 220 kV y S. Rosa 220 kV.

o La falla doble de las líneas S. Rosa Antigua – Moyopampa sobrecarga

los transformadores de MAT/AT de S. Rosa.

o La falla doble de las líneas Barsi – Chavarría colapsan las SET Miron,

Barsi, Pando, Maranga, Pershing, S. Marina e Industrial.

o La falla doble de las líneas Chillon – Ventanilla sobrecarga en un 27 %

la línea Chavarría – Naranjal (L-698) y reducen la tensión de Chillon a

0,92 p.u.

4-1


4. DETERMINACIÓN DE LOS MÓDULOS ÓPTIMOS DE LÍNEAS Y

SUBESTACIONES

Como primer paso para el desarrollo del plan de obras para la expansión del

sistema de transmisión de Edelnor se efectuó un análisis de los módulos óptimos de transformadores y líneas de transmisión, para diferentes niveles de tensión en Alta Tensión, de manera de permitir las alternativas de análisis de

expansión del Sistema de Subtransmisión (SST) considerando distintos niveles de tensión.

Con este objeto en primer lugar se efectuó la zonificación del mercado atendido por el SST considerando la demanda proyectada para el año horizonte del estudio, es decir el año 2022. La zonificación se efectuó

considerando la potencia máxima coincidente de los clientes con el SST al nivel del ingreso a la red MT, o sea a la salida de las Subestaciones de

Subtransmisión (SET). Adicionalmente a la densidad de carga se consideró las características de la urbanización de las zonas para tomar en cuenta.

Los resultados de la zonificación se presentan en la Ilustración 4.1 donde se

indican las zonas identificadas: Lima Alta Densidad (AD), Lima Baja Densidad (BD) y Norte Chico.

Ilustración 4.1: zonas de densidad del SST

Una vez zonificado el mercado atendido se identificaron las tecnologías aplicables a cada una de las zonas, entra aquellas consideradas en los Módulos

Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión aprobados por el OSINERGMIN.

Lima AD

Lima BD

Norte Chico


4-2


Las principales características tecnológicas establecidas para cada zona se presentan en la Tabla 4.1siguiente.

Tabla 4.1: tecnologías en cada zona

Lima AD Lima BD Norte Chico

Tensión MT kV

60

60 60 138

220

Tipo de red AT Aérea y

Subterránea Aérea y

Subterránea Aérea

Apoyos de la red AT

60 kV Concreto y acero Concreto y acero Madera

138 kV Concreto y acero

220 kV Acero

Tipo de SET Interior Exterior Exterior

Tensión MT kV 10 10 20

A continuación se procedió a evaluar los módulos óptimos de transformación y de transmisión en líneas y cables para cada una de las zonas establecidas y para los niveles de tensión considerados. Esta evaluación se efectuó utilizando

un modelo de Evaluación de Alternativas técnicas de Sistemas de Transmisión que permite determinar y comparar los Costos Presentes Totales de distintas

alternativas de módulos de transformación y transmisión considerando diferentes tensiones de AT y MT en un sistema de transmisión, de manera de obtener la combinación de mínimo costo.

El modelo utilizado considera como Costo Presente Total al valor presente, para una determinada tasa de actualización, de los Costos de Inversión

(CInv), de Operación y Mantenimiento (COyM), de Pérdidas de energía y potencia (CPerd) y de la Energía No Suministrada por fallas (CENS), durante un período de análisis que para el presente estudio se estableció en 20 años.

Una vez determinados los costos presentes totales para todas las alternativas definidas se procedió a identificar los módulos de transformación óptimos para

cada nivel de tensión de operación correspondiente a cada una de las zonas de densidad de carga homogénea previamente definidas.

Tomando en cuenta la observación 7 del punto Determinación del SER,

presentada por el Osinergmin a la Propuesta del Plan de Inversiones presentada el 1 de setiembre de 2011, la evaluación se efectúa para un

período de 25 años y se consideran las alternativas conjuntas de módulo de transformación y tensión de AT, de manera de determinar el conjunto óptimo a aplicar. En el caso de Lima Norte, si bien se analizaron los módulos de

transformación de manera separada para las regiones de AD y BD, la tensión óptima se determina en forma conjunta para las dos regiones, según se

muestra en la Tabla 4.2.


4-3


Tabla 4.2: valor presente de las alternativas tensión-modulo de transformación

De los valores presentes totales de la combinación de alternativas surge que la

tensión de suministro más económica en AT es 60 kV. Para esa tensión los módulos óptimos de transformación y de transmisión identificados para cada zona son los que se muestran en la Tabla 4.3 siguiente:

Tabla 4.3: módulos óptimos de transformación para cada zona

Para el caso de las zonas de Lima BD y Norte Chico, si bien los módulos

óptimos resultaron de 2 x 35 MVA y de 2 x 20 MVA respectivamente, se tuvo en cuenta que la utilización de un módulo de transformación único permite un mejor aprovechamiento del parque mediante la adecuada rotación, y teniendo

en cuenta la cantidad de transformadores de 25 MVA actualmente instalados en el sistema de transmisión de Edelnor, se adoptó esa capacidad para ambas

zonas.

Adicionalmente se analizaron los costos de los módulos donde intervenían transformadores de 25 MVA, y los mismos estaban entre los 3 de menor costo

de los evaluados, según se puede observar en la Ilustración 4.2, donde se indican con una flecha roja los módulos de transformadores de 25 MVA..

De esta manera los módulos de transformación finalmente seleccionados son los siguientes:

Lima Zona de BD: 3 x 25 MVA

Norte Chico: 2 x 25 MVA

Lima AD Lima BDValor

presente

Tensión MóduloMódulo

Transmisión

Módulo

TransmisiónValor presente Módulo

Módulo

Transmisión

Módulo

TransmisiónValor presente TOTAL

Transforma-

ciónLínea Aérea

Cable

SubterráneoMM USD

Transforma-

ciónLínea Aérea

Cable

SubterráneoMM USD MM USD

60 kV 3 x 40 MVA Aer AAAC 500 Sub Cu 1200 1.666,6 2 x 35 MVA Aer AAAC 500 Sub Cu 500 325,5 1.992,1



Zona TensiónMódulo óptimo

deMódulo óptimo de transmisión

AT transformación Línea AéreaCable

Subterráneo

Lima AD 60 kV 3 x 40 MVA Aer AAAC 500 Sub Cu 1200

Lima BD 60 kV 2 x 35 MVA Aer AAAC 500 Sub Cu 500

Norte Chico 60 kV 2 x 20 MVA Aer AAAC 240 Sub Cu 1200


4-4


Ilustración 4.2: comparación de costos de alternativas de módulos de transformación

4.1 ZONIFICACIÓN DEL MERCADO ATENDIDO POR EL SISTEMA DE

TRANSMISIÓN

Para obtener la mejor adaptación de los módulos de transformación al SST bajo análisis, fue necesario analizar las características del área de manera de

determinar zonas homogéneas desde el punto de vista de la densidad de carga, tomando en cuenta además las características demográficas y

urbanísticas.

Para elaborar la zonificación del mercado se determinaron factores de carga y de simultaneidad para los clientes de BT y de MT vinculados a cada una de las

SET del SST, de manera que al acumular las potencias simultáneas de todos ellos, afectados por los respectivos factores de pérdidas reconocidas, se

obtiene la potencia simultánea de cada SET, en el año base de cálculo.

Es decir que el valor de la demanda simultánea en el nivel del ingreso a la red de MT para cada usuario se determinó considerando su consumo anual de

energía, los factores de carga y simultaneidad definidos para cada nivel de tensión (MT y BT) y para cada SET, y las pérdidas reconocidas por nivel de

tensión correspondientes hasta llegar al nivel de MT.

Teniendo en cuenta que se dispone de la coordenadas x-y que permiten la georeferenciación de cada usuario tanto en Baja como en Media Tensión, se

distribuyó toda la demanda sobre el área de concesión de la empresa, usuario por usuario.

Finalmente se proyectó la demanda de todos los usuarios hasta el año 2033, de acuerdo a la metodología de proyección de demanda presentada.

050

100150200250300350400450500

2 x

35

MV

A

3 x

35

MV

A

3 x

25

MV

A

3 x

30

MV

A

3 x

40

MV

A

2 x

40

MV

A

2 x

30

MV

A

2 x

25

MV

A

1 x

40

MV

A

1 x

25

MV

A

1 x

35

MV

A

1 x

30

MV

A

Lima BD

0

50

100

150

200

250

300

350

2 x

20

MV

A

2 x

25

MV

A

3 x

20

MV

A

3 x

15

MV

A

1 x

25

MV

A

2 x

15

MV

A

1 x

20

MV

A

1 x

15

MV

A

3 x

25

MV

A

Norte Chico


4-5


4.1.1 Cálculo de la densidad de carga

Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio se requirió

determinar un área unitaria de cálculo (que denominamos bloque), que para el caso del sistema en análisis (SST) requería ser lo suficientemente amplio como para establecer áreas homogéneas de densidad claramente

diferenciadas. Por ese motivo se adoptaron bloques de cálculo de 1 km por 1 km.

Para la determinación de la densidad de carga se asoció a cada uno de los bloques unitarios definidos el valor de la demanda coincidente correspondiente a las cargas (cliente BT o MT) que se encuentra ubicada dentro de su

perímetro, según se muestra en la Ilustración 4.3.

Ilustración 4.3: criterio de cálculo de la densidad de carga

Para el cálculo de la densidad de carga, se determinó al valor de la potencia simultánea total dentro del área y, conocida el área del bloque, se determinó

la densidad de carga asociada a esa porción del área servida. Es decir que para el bloque identificado como 0005 en el esquema, el cálculo de la

densidad se efectúa según la siguiente ecuación:

0005

320005

Sup

PP

4.1.2 Definición de los límites de los rangos de densidad para cada

zona

Los límites de los rangos de densidad se establecieron tomando en cuenta aquellos definidos para la zonificación en los Estudios del VAD, considerando

como Alta Densidad para el caso de las instalaciones de subtransmisión, a la zona de Muy Alta Densidad y a parte de la zona de Alta Densidad establecida

para la zonificación de distribución. Cabe aclarar que en estas dos zonas se considera la red subterránea de MT en los Estudios del VAD.

BLOQUE-0001 BLOQUE-0002 BLOQUE-0003

BLOQUE-0004 BLOQUE-0006BLOQUE-0005

BLOQUE-0007 BLOQUE-0008 BLOQUE-0009

1

3

2

4


4-6


Los rangos de densidad adoptados fueron los siguientes:

Zona de Alta Densidad: δ >= 3 MW/km2

Zona de Baja Densidad: δ < 3 MW/km2

Estos rangos resultan razonables, de acuerdo con nuestra experiencia, ya que

las áreas generadas a partir de la aplicación de estos rangos de densidad de carga pueden ser atendidas con instalaciones de similares características.

La zonificación por densidad de carga se aplicó a la zona de Lima Norte, donde se encuentra la mayor concentración de carga del sistema estudiado.

La zona del Norte Chico, o se la cubierta por las actuales SET Huaral, Chancay,

Huacho y Supe, se consideró como un área diferente, con su propia densidad de carga asociada.

4.1.3 Resultados obtenidos de la zonificación del mercado

Una vez calculada la densidad de carga para cada bloque en el que fue

subdividido el áreas servida por el SST, la misma se graficó en un esquema de 3 dimensiones donde la altura de cada bloque es proporcional a la densidad de

carga del mismo.

El esquema se presenta a continuación en la Ilustración 4.4.

Ilustración 4.4: densidades de carga en el SST

En la Ilustración 4.5 siguiente se presenta una vista ampliada en planta de la

zona de Lima Norte, donde la zona de Alta Densidad está identificada con el color rojo, y la zona de Baja Densidad con el color azul.

Océano Pacífico

Lima


4-7


Ilustración 4.5: mapa de densidad de la zona Lima Norte

Una vista ampliada similar para la zona del Norte Chico se presenta a en la Ilustración 4.6 donde se indica en color verde el área de Huaral-Chancay y en

color violeta el área de Huacho-Supe.

Ilustración 4.6: mapa de densidad en el Norte Chico

Chancay

Huaral

Huacho

Supe

Norte Chico

Lima AD

Lima BD

Lima


4-8


Los resultados numéricos correspondientes a la superficie, y las características

de la demanda para cada zona, considerando los 25 años de horizonte de análisis planteados en la observación del Osinergmin, se presentan en la Tabla 4.4 siguiente.

Tabla 4.4: características de demanda en cada zona

4.2 DEFINICIÓN DE LAS ALTERNATIVAS TÉCNICAS A EVALUAR

Para definir las alternativas técnicas a evaluar en cada una de las zonas

establecidas (Lima AD, Lima BD y Norte Chico) se consideraron, además de la densidad de carga, las condiciones urbanísticas y las características de las

instalaciones de SST actualmente existentes en cada zona, según se detalla:

Lima AD: zona urbana con alta densidad de habitantes y vías públicas

relativamente estrechas. No existe disponibilidad de terrenos desocupados

para la ampliación o construcción de nuevas subestaciones. Existe una

proporción importante de red subterránea y la mayoría de las

subestaciones existentes tienen equipamiento tipo interior.

Lima BD: zona urbana y suburbana con media densidad de habitantes y

vías públicas un poco más abiertas. Existe una mayor cantidad de terrenos

despejados, pero hay restricciones a su uso por la presencia de

asentamientos humanos. Existe una porción menor de red subterránea y

las subestaciones existentes tienen equipamiento tipo exterior.

Norte Chico: zona suburbana con baja densidad de habitantes y vías

públicas abiertas. Existe una mayor disponibilidad de terrenos despejados.

Prácticamente toda la red existente es aérea y las subestaciones existentes

tienen equipamiento tipo exterior.

En todo el SST la red de AT existente es de 60 kV. En la zona de Lima la red de MT es de 10 kV mientras que en la zona del Norte Chico es mayoritariamente de 20 kV.

Tomando en cuenta las características de las distintas zonas establecidas y considerando los Módulos Estándar de Inversión para Sistemas de Transmisión

Datos del Mercado e Instalaciones existentes Lima AD Lima BDNorte

Chico

Superficie mercado año 2037 [ km2 ] 307,5 249,5 375,0

Demanda Coincidente Ingresada a MT año 2037 [ MW ] 3.327,6 557,3 392,4

Densidad de carga en MT año 2037 [ MW / km2 ] 10,82 2,23 1,05

Factor de Carga prom. SET del área (resp. Pot. Coinc. c/SST) [ °/1 ] 0,72 0,65 0,77

Relación Dem. Máx SET / Dem.Coincidente c/SST [ °/1 ] 1,112 1,133 1,402


4-9


aprobados por el OSINERGMIN, se han establecido las siguientes alternativas técnicas para evaluar los módulos óptimos de transformación.

Tabla 4.5: tecnologías adoptadas en cada zona

Lima AD Lima BD Norte Chico

Tensión MT kV

60 60

138

220

60 138

220

Tipo de red AT Aérea y

Subterránea Aérea y

Subterránea Aérea

Apoyos de la red AT

60 kV Concreto y acero Concreto y acero Madera

138 kV Concreto y acero

220 kV Acero

Tipo de SET Interior Exterior Exterior

Tensión MT kV 10 10 20

En el caso de la zona Lima AD se han establecido alternativas técnicas con diferentes niveles de AT (60, 138 y 220 kV) debido a la necesidad de evaluar

alternativas de expansión en tensiones superiores a los 60 kV, tomando en cuenta las problemas actualmente existentes en la ampliación del sistema en

esta tensión (potencia de cortocircuito).

Con respecto a los módulos de transformación a evaluarlos mismos se plantearon sobre la base de los Módulos Estándar de Inversión publicados por

el Osinergmin, considerando un rango de potencias compatible con la densidad de carga que se maneja en cada región, según se muestra en la Tabla 4..


4-10


Tabla 4.6: módulos de transformación evaluados para cada zona

4.3 EVALUACIÓN DE LOS ALTERNATIVAS DE MÓDULOS DE TRANSFORMACIÓN

Para el análisis de las distintas alternativas de módulos de transformación

adaptadas a la demanda de cada zona del mercado, se utilizó un modelo que permite calcular los costos totales capitalizados, incluyendo los costos de inversión, de operación y mantenimiento (OyM), de pérdidas y de

compensación por ENS, para las distintas etapas involucradas:

La red de Alta Tensión ( Red AT )

Las Subestaciones de Transmisión ( SET AT/MT )

La red de Media Tensión asociada a cada SET ( Red MT )

El modelo efectúa el cálculo, basado en determinadas hipótesis, de la cantidad

de instalaciones, los costos de pérdidas, los costos de OyM y los Costos de compensación por la Energía No Suministrada asociados a cada una de las

alternativas planteadas. Estas alternativas consisten en diversas configuraciones y módulos de transformación de las SET AT/MT.

Algunas definiciones de la configuración de los sistemas de MT para cada zona

se han tomado de los recientes estudios de Costos del VAD desarrollados.

Una descripción más detallada del Modelo se presenta en el Anexo A de este

informe.

Lima AD -

60 kV

Lima AD -

138 kV

Lima AD -

220 kV

Lima BD -

60 kV

Lima BD -

138 kV

Lima BD -

220 kV

Norte Chico -

60 kV

1 x 25 MVA 1 x 40 MVA 1 x 40 MVA 1 x 25 MVA 1 x 30 MVA 1 x 30 MVA 1 x 15 MVA









1 x 40 MVA 1 x 70 MVA 1 x 70 MVA 1 x 40 MVA 1 x 60 MVA 1 x 60 MVA



1 x 45 MVA 1 x 80 MVA 1 x 80 MVA 1 x 70 MVA 1 x 70 MVA







4-11


4.3.1 Datos e hipótesis utilizados en el modelo

Para efectuar el análisis de las distintas alternativas de módulos de

transformación correspondientes al sistema de SST se requirió identificar las principales características de la red de AT proyectadas para el año 2037, como así también el análisis de la configuración requerida para esta red en caso de

que la misma operara en las tensiones de 138 y 220 kV en las zonas de Lima AD, Lima BD y Norte Chico. Para ello se estimó, a partir de las fajas de

servidumbre establecidas en el CNE para cada nivel de tensión, y los anchos de las vías públicas, los porcentajes de redes aéreas que deberían convertirse en redes subterráneas para cada nivel de tensión, y para el año 2037.

Los datos proyectados para cada zona se muestran en la Tabla 4.7.

Tabla 4.7: datos de instalaciones proyectadas al año 2037

A su vez la información correspondiente a la topología, características principales y resultados de Calidad de Servicio de la red primaria de MT

correspondiente a cada una de las zonas de densidad establecidas, se obtuvieron de los últimos estudios de Costos del VAD efectuados para el Sector Típico 1 de distribución.

Los valores de las características topológicas y geográficas típicas para cada zona, utilizadas en el diseño de la red MT en los estudios mencionados, tales

como los radios de cobertura de las SED MT/BT, la existencias de cierre en los alimentadores, el factor de excentricidad de las zonas de cobertura de las SET

AT/MT (que mide el grado de apartamiento de una configuración circular pura –factor 1- de configuraciones más excéntricas –factores mayores que 1-), factores de agrupamiento y resera en las salidas de MT de las SET, las tasas

típicas de fallas y los equipos de maniobra instalados en la configuración de red adaptada a cada zona. Los valores adoptados para todos esos parámetros

se presentan en la Tabla 4..

Datos del Mercado e Instalaciones existentes Lima AD Lima BDNorte

Chico

Longitud Total de la Red Aérea AT año 2037 [ km ] 84,02 83,39 62,82

Longitud Total de la Red Subterránea AT año 2037 [ km ] 84,02 55,60 11,09

Longitud aérea con red de 138 kV año 2037 [ km ] 67,22 69,50 59,13

Longitud subterránea con red de 138 kV año 2037 [ km ] 100,83 69,50 14,78

Longitud aérea con red de 220 kV año 2037 [ km ] 50,41 55,60 55,43

Longitud subterránea con red de 220 kV año 2037 [ km ] 117,63 83,39 18,48

Porcentaje de Red Subterránea AT en 60 kV [ % ] 50,0% 40,0% 15,0%



Cantidad de SET AT/MT existentes [ # ] 13 9 4


4-12


Tabla 4.8: características técnicas de la red MT en cada zona

Finalmente los parámetros generales de cálculo y los criterios de diseño que se

estiman, se adoptan de las normas vigentes o se recaban del mercado, y que se utilizan para el desarrollo de la red AT, como la capacidad de cobertura, de

carga y de apoyo mutuo de las SET AT/MT en cada zona, el coseno fi a considerar, las tasas típicas de falla y de reposición de los transformadores, los límites de frecuencia y tiempo interrupciones y el costo de la energía no

suministrada para el régimen de calidad vigente, los tiempos equivalentes de perdidas y costos de compra de la energía y potencia, y las características

típicas a ser utilizados en la evaluación económica de las alternativas se presentan en la Tabla 4..

Cabe aclarar que en este punto se ha tomado en cuenta la observación 33 en el punto Determinación del SER del Osinergmin, referida a que las corrientes por alimentador MT en régimen de operación real superan los 300 Amperios,

según puede observarse en la Tabla.

Información de la red MT Optimizada por zona Lima AD Lima BDNorte

Chico

Radio de cobertura de cada SED [ km ] 0,167 0,141 0,163

Existe cierre en la red MT [ 1=SI ; 0=No ] 1 1 0

Longitud promedio por troncal MT de base [ km ] 1,995 2,400 3,076

Factor de excentricidad de la red MT por SET [ °/1 ] 1,20 1,40 1,60

Longitud de Salidas en SET [ m ] 0,30 0,20 0,10

Factor de coincidencia en salidas de SET [ °/1 ] 0,90 0,90 0,90

Factor de agrupamiento de salidas de SET [ °/1 ] 0,90 0,90 0,90

Factor de reserva para respaldo de salida de SET [ % ] 60% 60% 100%

Cantidad de Interrupciones clientes BT [ int / sem ] 2,10 2,30 2,45

Duración media por Interrupción clientes BT [ hs / int ] 0,70 1,33 1,40

Cantidad de Interrupciones clientes MT [ int / sem ] 1,20 1,40 1,60

Duración media por Interrupción clientes MT [ hs / int ] 0,38 0,98 1,00

Densidad de Puntos de carga (SED+Cli MT) [ N° / km2 ] 15,5 17,4 5,1

Relación Clientes MT / Puntos de Carga [ % ] 26% 8% 20%

Interruptor en Troncal MT [ 1=SI ; 0=No ] 1 1

Seccionadores por SED MT/BT [ 1=SI ; 0=No ]

Seccionadores Bajo Carga por SED MT/BT [ # ] 3

Seccionadores por Cliente MT [ 1=SI ; 0=No ] 1 1 1

Seccionadores Bajo Carga por Cliente MT [ 1=SI ; 0=No ] 1 1 1

Cut Out por SED MT/BT [ 1=SI ; 0=No ] 1 1

Cut Out por Cliente MT [ 1=SI ; 0=No ]

Seccionadores Bajo Carga por Derivación MT [ 1=SI ; 0=No ] 1

Cut Out por Derivación MT [ 1=SI ; 0=No ] 1 1


4-13


Tabla 4.9: parámetros generales de cálculo por zona

Los costos unitarios de Inversión para las instalaciones de subtransmisión

considerados para la evaluación de las alternativas técnicas del SST corresponden la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión aprobada por el Osinergmin mediante la

Resolución 216-2011-OS/CD del 22 de diciembre de 2011.

Con respecto los costos unitarios de Inversión y de Operación y Mantenimiento

para las instalaciones de Media Tensión los mismos se han adoptado del último Estudio de Costos del VAD aprobado por el Osinergmin.

Para los costos de Operación y Mantenimiento de las instalaciones de

subtransmisión se han utilizado los valores establecidos por el Osinergmin en la Resolución 0635/2007-OS/CD.

Datos y criterios de diseño Lima AD Lima BDNorte

Chico

Capacidad de cobertura del área por SET [ % ] 100% 100% 100%

Proporción de la red AT proporcional al N° de SET [ % ] 90% 90% 50%

Criterio N-1 para Transformadores de SET [ 1=SI ; 0=No ] 0 0 0

Considerar l ímites de Calidad de Servicio [ 1=SI ; 0=No ] 1 1 1

Capacidad de sobrecarga de transformadores [ % ] 20% 20% 20%

Capacidad de apoyo en ME de SET vecinas [ % ] 10% 5% 0%

Estado de Carga Transformadores SET sin N-1 [ % ] 95% 95% 95%

Factor de ajuste por restricciones geográficas [ °/1 ] 1,41 1,41 1,41

Cos fi [ °/1 ] 0,95 0,95 0,95

Tasa de Falla de Transformadores AT/MT [ fallas/tr-año ] 0,020 0,020 0,020

Tiempo de Reposición de Transformador AT/MT [ hs ] 130 130 130

Participación de la Demanda en BT sobre Total [ % ] 64% 64% 60%

Límite de Cantidad de Interrupciones - Clientes MT [ int / sem ] 4 4 4

Límite de Cantidad de Interrupciones - Clientes BT [ int / sem ] 6 6 6

Límite de Tiempo de Interrupción - Clientes MT [ hs / sem ] 7 7 7

Límite de Tiempo de Interrupción - Clientes BT [ hs / sem ] 10 10 10

Costo promedio de la energía [ US$ / MWh ] 36,00 36,00 36,00

Costo promedio de la potencia [ US$ / kW-mes ] 10,00 10,00 10,00

Costo de la energía no suministrada [ US$ / kWh ] 0,35 0,35 0,35

Tiempo equivalente de pérdidas MT [ hs / año ] 3.500 3.500 3.500

Tiempo equivalente de pérdidas AT [ hs / año ] 4.000 4.000 4.000

Tensión de MT [ kV ] 10 10 23

Instalación ( Interior o Exterior) [ I / E ] I E E

Juego de Barras AT (Simple Barra o Dobe Barra ) [ SB / DB ] SB SB SB

Corriente por alimentador MT [ kA ] 0,31 0,27 0,35


4-14


4.3.2 Resultados obtenidos: módulos de transformación óptimos para

cada zona

A continuación se presentan los resultados de costos obtenidos para cada una de las zonas analizadas.

a. ZONA LIMA AD – 60 KV

En la zona Lima Alta Densidad, para la tensión de 60 kV, los costos presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4. siguiente.

Tabla 4.10: costos de las alternativas en Lima AD y 60 kV

Como se observa el Módulo de Transformación para las SET óptimo (de menor

costo total) para la demanda del año horizonte (2037) en la zona Lima AD para 60 kV resulta de 3 x 40 MVA.

b. ZONA LIMA AD – 138 KV

En la zona Lima Alta Densidad, para la tensión de 138 kV, los costos presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4.2 siguiente.

Demanda año 2037 VALOR PRESENTE [ Millones USD ]

Inversión OyM Pérdidas ENS TOTAL

Lima AD - 60 kV 1 x 25 MVA 1.908 180 413 85 2.587

Lima AD - 60 kV 2 x 25 MVA 1.703 177 354 25 2.259

Lima AD - 60 kV 3 x 25 MVA 1.354 195 241 5 1.795

Lima AD - 60 kV 1 x 30 MVA 2.113 175 474 85 2.847

Lima AD - 60 kV 2 x 30 MVA 1.549 193 305 25 2.073

Lima AD - 60 kV 3 x 30 MVA 1.369 192 254 5 1.819

Lima AD - 60 kV 1 x 35 MVA 1.923 184 416 86 2.609

Lima AD - 60 kV 2 x 35 MVA 1.344 190 242 25 1.800

Lima AD - 60 kV 3 x 35 MVA 1.343 174 238 5 1.760

Lima AD - 60 kV 1 x 40 MVA 1.777 193 371 86 2.428

Lima AD - 60 kV 2 x 40 MVA 1.480 189 277 26 1.971

Lima AD - 60 kV 3 x 40 MVA 1.261 189 212 5 1.667

Lima AD - 60 kV 1 x 45 MVA 1.790 200 372 85 2.448

Lima AD - 60 kV 2 x 45 MVA 1.340 192 245 25 1.802

Lima AD - 60 kV 3 x 45 MVA 791 119 75 5 N/A

Lima AD - 60 kV 1 x 50 MVA 1.650 177 339 85 2.250

Lima AD - 60 kV 2 x 50 MVA 1.312 173 233 25 1.743

Lima AD - 60 kV 3 x 50 MVA 789 123 72 5 N/A


4-15



Como se observa el Módulo de Transformación para las SET óptimo (de menor costo total) para la demanda del año horizonte (2037) en la zona Lima AD

para 138 kV resulta de 2 x 90 MVA.

c. ZONA LIMA AD – 220 KV

En la zona Lima Alta Densidad, para la tensión de 220 kV, los costos presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4.3: costos de las alternativas en Lima AD y 220 kV siguiente.



Lima AD - 138 kV 1 x 40 MVA 2.202 263 444 86 2.995

Lima AD - 138 kV 2 x 40 MVA 1.823 217 339 26 2.404

Lima AD - 138 kV 3 x 40 MVA 1.590 255 277 5 2.127

Lima AD - 138 kV 1 x 50 MVA 1.872 250 361 85 2.568

Lima AD - 138 kV 2 x 50 MVA 1.546 237 271 25 2.080

Lima AD - 138 kV 3 x 50 MVA 88.265 287 23.185 5 111.742

Lima AD - 138 kV 1 x 60 MVA 1.851 223 353 85 2.512

Lima AD - 138 kV 2 x 60 MVA 1.536 255 263 25 2.079

Lima AD - 138 kV 3 x 60 MVA 1.284 253 197 5 1.740

Lima AD - 138 kV 1 x 70 MVA 1.704 237 312 85 2.339

Lima AD - 138 kV 2 x 70 MVA 94.834 271 24.922 25 120.053

Lima AD - 138 kV 3 x 70 MVA 1.484 200 244 5 1.932

Lima AD - 138 kV 1 x 80 MVA 1.738 217 316 87 2.358

Lima AD - 138 kV 2 x 80 MVA 1.352 234 209 26 1.822

Lima AD - 138 kV 3 x 80 MVA 1.531 183 256 5 1.975

Lima AD - 138 kV 1 x 90 MVA 1.543 224 273 85 2.124

Lima AD - 138 kV 2 x 90 MVA 1.244 253 187 25 1.709

Lima AD - 138 kV 3 x 90 MVA 903 136 87 5 N/A


4-16



Como se observa el Módulo de Transformación para las SET óptimo (de menor costo total) para la demanda del año horizonte (2037) en la zona Lima AD


d. ZONA LIMA BD – 60 KV

En la zona Lima Baja Densidad, para la tensión de 60 kV, los costos presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4.4 siguiente.



Lima AD - 220 kV 1 x 40 MVA 3.259 210 722 86 4.277

Lima AD - 220 kV 2 x 40 MVA 2.130 265 419 26 2.839

Lima AD - 220 kV 3 x 40 MVA 1.726 308 313 5 2.351

Lima AD - 220 kV 1 x 50 MVA 2.717 202 584 85 3.588

Lima AD - 220 kV 2 x 50 MVA 1.807 300 340 25 2.472

Lima AD - 220 kV 3 x 50 MVA 45.033 235 11.759 5 57.032

Lima AD - 220 kV 1 x 60 MVA 2.404 223 498 85 3.211

Lima AD - 220 kV 2 x 60 MVA 1.658 308 295 25 2.286

Lima AD - 220 kV 3 x 60 MVA 38.322 259 9.986 5 48.571

Lima AD - 220 kV 1 x 70 MVA 2.167 246 434 85 2.932

Lima AD - 220 kV 2 x 70 MVA 48.320 223 12.629 25 61.197

Lima AD - 220 kV 3 x 70 MVA 65.285 264 17.105 5 82.659

Lima AD - 220 kV 1 x 80 MVA 2.024 265 392 87 2.767

Lima AD - 220 kV 2 x 80 MVA 43.328 239 11.303 26 54.896

Lima AD - 220 kV 3 x 80 MVA 58.641 283 15.349 5 74.278

Lima AD - 220 kV 1 x 90 MVA 1.817 279 346 85 2.527

Lima AD - 220 kV 2 x 90 MVA 38.272 259 9.973 25 48.529

Lima AD - 220 kV 3 x 90 MVA 52.014 313 13.595 5 65.927


4-17


Tabla 4.4: costos de las alternativas en Lima BD y 60 kV

Como se observa el Módulo de Transformación para las SET óptimo (de menor costo total) para la demanda del año horizonte (2037) en la zona Lima BD


e. ZONA LIMA BD – 138 KV

En la zona Lima Baja Densidad, para la tensión de 138 kV, los costos

presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4.5 siguiente.



Lima BD - 60 kV 1 x 25 MVA 294 38 77 17 426

Lima BD - 60 kV 2 x 25 MVA 288 44 74 6 412

Lima BD - 60 kV 3 x 25 MVA 233 47 56 2 339

Lima BD - 60 kV 1 x 30 MVA 341 38 91 18 487

Lima BD - 60 kV 2 x 30 MVA 262 48 66 6 383

Lima BD - 60 kV 3 x 30 MVA 231 54 56 2 344

Lima BD - 60 kV 1 x 35 MVA 306 40 80 18 444

Lima BD - 60 kV 2 x 35 MVA 218 49 53 6 326

Lima BD - 60 kV 3 x 35 MVA 221 51 53 2 328

Lima BD - 60 kV 1 x 40 MVA 288 42 74 18 422

Lima BD - 60 kV 2 x 40 MVA 241 50 60 6 357

Lima BD - 60 kV 3 x 40 MVA 237 49 56 2 345


4-18





f. ZONA LIMA BD – 220 KV

En la zona Lima Baja Densidad, para la tensión de 220 kV, los costos presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4.6 siguiente.



Lima BD - 138 kV 1 x 30 MVA 318 49 76 18 461

Lima BD - 138 kV 2 x 30 MVA 264 55 61 6 385

Lima BD - 138 kV 3 x 30 MVA 234 61 52 2 349

Lima BD - 138 kV 1 x 40 MVA 270 58 63 18 409

Lima BD - 138 kV 2 x 40 MVA 247 56 56 6 365

Lima BD - 138 kV 3 x 40 MVA 255 64 57 2 378

Lima BD - 138 kV 1 x 50 MVA 242 61 55 18 376

Lima BD - 138 kV 2 x 50 MVA 239 60 53 7 359

Lima BD - 138 kV 3 x 50 MVA 19.074 71 5.029 2 24.176

Lima BD - 138 kV 1 x 60 MVA 254 55 58 18 385

Lima BD - 138 kV 2 x 60 MVA 251 63 55 7 376

Lima BD - 138 kV 3 x 60 MVA 218 68 46 2 335

Lima BD - 138 kV 1 x 70 MVA 228 60 51 17 357

Lima BD - 138 kV 2 x 70 MVA 19.062 71 5.027 7 24.167

Lima BD - 138 kV 3 x 70 MVA 258 64 57 2 381

Lima BD - 138 kV 1 x 80 MVA 239 56 54 18 368

Lima BD - 138 kV 2 x 80 MVA 198 72 42 6 317

Lima BD - 138 kV 3 x 80 MVA 311 56 69 2 439


4-19





g. ZONA NORTE CHICO – 60 KV

En la zona Norte Chico los costos presentes totales obtenidos para cada Alternativa se presentan en la Tabla 4.7 siguiente.

Tabla 4.7: costos de las alternativas en el Norte Chico



Lima BD - 220 kV 1 x 30 MVA 380 38 92 18 528

Lima BD - 220 kV 2 x 30 MVA 287 48 67 6 408

Lima BD - 220 kV 3 x 30 MVA 250 54 57 2 363

Lima BD - 220 kV 1 x 40 MVA 318 42 76 18 454

Lima BD - 220 kV 2 x 40 MVA 260 50 60 6 376

Lima BD - 220 kV 3 x 40 MVA 254 49 56 2 362

Lima BD - 220 kV 1 x 50 MVA 303 46 72 18 438

Lima BD - 220 kV 2 x 50 MVA 261 47 59 7 373

Lima BD - 220 kV 3 x 50 MVA 155 37 29 2 N/A

Lima BD - 220 kV 1 x 60 MVA 278 48 64 18 409

Lima BD - 220 kV 2 x 60 MVA 250 48 55 7 360

Lima BD - 220 kV 3 x 60 MVA 151 39 28 2 N/A

Lima BD - 220 kV 1 x 70 MVA 231 49 52 17 350

Lima BD - 220 kV 2 x 70 MVA 143 38 27 7 N/A

Lima BD - 220 kV 3 x 70 MVA 130 46 23 2 N/A

Lima BD - 220 kV 1 x 80 MVA 253 50 58 18 379

Lima BD - 220 kV 2 x 80 MVA 130 42 24 6 N/A

Lima BD - 220 kV 3 x 80 MVA 147 44 26 2 N/A



Norte Chico - 60 kV 1 x 15 MVA 138,3 46,1 36,5 19,1 240,1









5-1


5. PLANEAMIENTO Y EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS VIABLES

El análisis de las alternativas para el desarrollo del SST de Edelnor, se realizó partiendo desde la proyección de la demanda vinculada a las SET existentes y

terminando en las alternativas de suministro del SST desde el SEIN.

Las etapas del análisis fueron las siguientes:

1. Proyección de la demanda asociada a las barras de MT de las SET AT/MT

existentes y de los usuarios en AT.

2. Identificación de la posibilidad de ampliación máxima de la capacidad de

transformación de las SET existentes.

3. Identificación de las SET con su capacidad de transformación saturada durante el período 2013-2022.

4. Incorporación de nuevas SET AT/MT para descargar las SET saturadas. Se analizaron tres alternativas: en 60 kV, en 138 kV y en 220 kV.

5. Análisis de las alternativas de vinculación de las nuevas SET AT/MT y del refuerzo de los vínculos de las SET AT/MT existentes. Se consideran las alternativas de alimentar las nuevas SET AT/MT en 60 kV, en 138 kV y en

220 kV.

6. Requerimiento de incremento de la capacidad de transformación y de

nuevas SET MAT/AT (220/60 kv ó 220/138 kV) para alimentar la demanda de las SET AT/MT nuevas y existentes durante el período 2013-2022.

7. Alternativas de alimentación de las SET MAT/AT nuevas y existentes desde

el SEIN.

La proyección de la demanda en barras de MT (10 kV y 22,9 kV) de las SET

existentes, y la correspondiente a los clientes en AT (60 kV) se presentó en el estudio de proyección de demanda incluido en el Primer Informe Parcial y el presente informe se basa en dicho estudio cuyos fundamentos y conclusiones

podrán encontrarse en el mismo. Las restantes etapas de la metodología descripta más arriba se describen a continuación.

5.1 CRITERIOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS DE LA VALIDEZ TÉCNICA DE LAS ALTERNATIVAS

De acuerdo a lo indicado en la Norma Técnica de Calidad del Suministro

Eléctrico (NTCSE), el criterio adoptado para la verificación del cumplimiento de los niveles de tensión, contempla las tolerancias establecidas en el numeral 5.1.2 de la citada Norma, la cual indica:

“5.1.2 Tolerancias.- Las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega de energía, en todas las Etapas y en todos los niveles

de tensión, es de hasta el ±5.0% de las tensiones nominales de tales puntos. Tratándose de redes secundarias en servicios calificados como Urbano-Rurales y/o Rurales, dichas tolerancias son de hasta el ±7.5%.


5-2


Para la zona de influencia del estudio, correspondiente al área de concesión de EDELNOR, se tomó una variación máxima del ±5.0%, tanto en condición de

red completa (N), como en condición de falla (N-1)”.

En la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, en el numeral

13.1.6, se establece:

“Para las líneas en MAT, AT y las SET, se considera un factor de utilización

(f.u.) máximo de 1,0 en operación normal para la condición de máxima demanda.”

Además, en esta misma Norma, en los Criterios de Confiabilidad, en el

apartado 13.3.1 se indica:

“Se considerará redundancia bajo el criterio N-1 para las redes de transmisión

en AT que atiendan ciudades cuya demanda supere los 30 MW”.

En base a estas especificaciones, para la planificación, se consideró el criterio de operación N-1, en las redes de transmisión, esto es, que en estas

condiciones, el sistema debe cumplir con los criterios de operación establecidos en la NTCSE, para las tolerancias admisibles de tensión, y con un

factor de utilización máximo de 1.

Para el caso de las Subestaciones Transformadoras (SET), se tolera un factor de utilización máximo, solamente con condición normal de operación, es decir,

en Condición N.

5.2 IDENTIFICACIÓN DE LA POSIBILIDAD DE MÁXIMA AMPLIACIÓN DE LAS SET AT/MT EXISTENTES

A partir de la inspección de las SET AT/MT existentes se identificó la disponibilidad de espacio para desarrollar ampliaciones de la capacidad de

transformación de las SET AT/MT existentes, tanto desde el punto de vista del remplazo de los transformadores existentes por otros de mayor capacidad, como con la incorporación de nuevos transformadores.

5.2.1 Tensión y Módulos Óptimos Considerados

En función del estudio de tensión módulos óptimos efectuado en el capítulo 4 de este informe, los valores adoptados para cada una de los sistemas y áreas de densidad establecidos son los siguientes:

Sistema Lima Norte AD (Alta Densidad):

o Tension optima AT: 60 kV

o Módulo óptimo de transformación AT/MT: 3 x 40 MVA

Sistema Lima Norte BD (Baja Densidad):


5-3




Sistema Norte Chico: AT 60 kV:



En lo referente a las SET MA/AT, las tensiones que resultan por correspondencia con la tensión óptima de AT son las de 220/60 kV, y los

módulos de transformación considerados son los actualmente utilizados en Edelnor para favorecer la rotación de equipos entre SET, es decir:

Banco monofásico de 180 MVA (3 x 60 MVA)

Banco monofásico de 120 MVA (3 x 40 MVA)

Banco monofásico de 120 MVA (3 x 28,3 MVA)

La utilización de bancos monofásicos obedece a la posibilidad de disponer de polos de reserva en la mismas SET para evitar cortes prolongados de suministro ante la necesidad de trasladar una unidad trifásica de gran volumen

en la zona céntrica de Lima, ante fallas o roturas de algún polo.

5.2.2 Capacidades máximas de transformación y de salidas en las SET

AT/MT existentes

A partir de la definición de los Módulos óptimos de transformación para cada

sistema y zona, y de identificar las restricciones a la capacidad máxima de transformación que es posible instalar en las SET AT/MT existentes,

considerando la disponibilidad de espacio físico para instalación de nuevas celdas AT, transformadores AT/MT y celdas de salidas de alimentadores en MT.

A continuación, en la Tabla 5.1, se presentan las capacidades de

transformación instaladas a abril del 2013 y las máximas capacidades que pueden instalares en cada una de las SET AT/MT existentes a abril de 2013.


5-4


Tabla 5.1: capacidades de transformación instaladas y máximas posibles en SET AT/MT

SETCapacidad

Máxima

Capacidad abril

2013SET

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

T1 25 6 T1 40 25

T2 25 6 T2 40 40

Total 50 12 Total 80 65

T1 40 25 T1 40 25

T2 40 25 T2 40 25

T3 40 T3 40 25

T4 40 Total 120 75

Total 160 50 T1 40 25

T1 25 25 T2 40 40

T2 25 25 T3 40

T3 25 25 Total 120 65

Total 75 75 T1 25 25

T1 25 25 T2 25 25

T2 25 25 T3 25

T3 25 Total 75 50

Total 75 50 T1 25 25

T1 25 25 T2 25 25

T2 25 T3 25 25

Total 25 25 T4 25 25

T1 25 25 Total 100 100

T2 25 25 T1 25 25

T3 40 40 T2 40 40

Total 90 90 T3 25

T1 40 25 Total 90 65

T2 40 25 T1 40 40

T3 40 T2 25 25

Total 120 50 T3 25 25

T1 40 40 T4

T2 40 40 Total 90 90

Total 80 80 T1 40

T1 25 25 T2 25 25

T2 25 T3 25 25

T3 25 Total 90 50

Total 75 25 T1 40 40

T1 40 25 T2 40 25

T2 40 25 T3 40

T3 40 25 Total 120 65

Total 120 75 T1 25 25

T1 25 25 T2 25

T2 25 25 Total 50 25

T3 25 25 T1 25 25

T4 40 40 T2 25


T1 25 25 T1 40 40

T2 25 25 T2 40 25

T3 25 25 T3 40


TOMAS VALLE

UNI

VENTANILLA

ZAPALLAL

ZARATE

TACNA

PANDO

PERSHING

PUENTE PIEDRA

SANTA ROSA

SANTA MARINA

NARANJAL

OQUENDO

INFANTAS

JICAMARCA

MARANGA

MIRONES

INDUSTRIAL

ANCON

BARSI

CANTO GRANDE

CAUDIVILLA

CHILLON

CHAVARRIA


5-5


De la misma forma se ha determinado la cantidad total de salidas que pueden considerarse para cada SET, tomando e cuenta tanto as actualmente ocupadas

como las existentes de reserva o aquellas nuevas que podrían construirse en los espacios disponibles en la playa.

Las salidas de 60 kV disponibles en las SET AT/MT existentes se presentan en la Tabla 5.2.

Tabla 5.2: cantidad de salidas de 60 kV disponibles en SET AT/MT

SETCapacidad

Máxima

Capacidad abril

2013SET

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

T1 25 8,75 T1 25 25

T2 25 25 T2 25 25

Total 50 33,75 T3 25

T1 25 25 Total 75 50

T2 25 17 T1 25 25

T3 25 T2 25 17


CHANCAY

HUARAL

HUACHO

SUPE

SET SALIDAS EN 60 kV DISPONIBLES

OCUPADAS RESERVA NUEVAS TOTAL

ANCON 2 2

BARSI 9 1 1 11

CANTO GRANDE 2 1 3

CAUDIVILLA 2 2 4

CHAVARRIA 11 0 11

CHILLON 5 1 2 8

INDUSTRIAL 2 1 2 5

INFANTAS 2 0 1 3

JICAMARCA 2 1 2 5

MARANGA 4 1 5

MIRONES 4 1 5

NARANJAL 3 1 0 4

OQUENDO 5 5 10

PANDO 2 4 6

PERSHING 2 1 2 5

PUENTE PIEDRA 2 1 2 5

SANTA MARINA 5 1 6

S. ROSA ANTIGUA 5 2 7

TACNA 3 2 5

TOMÁS VALLE 4 1 5

VENTANILLA 2 0 2

ZAPALLAL 7 1 8

ZARATE 2 1 3

HUARAL base 2 3 5

CHANCAY 2 2 4

HUACHO 2 1 3

SUPE 2 1 3

S. ROSA N 7 1 8


5-6


La ubicación geográfica de las SET AT/MT existentes a abril de 2013 en los Sistemas de Lima Norte, Norte Chico (Huaral y Chancay) y Norte Chico

(Huacho y Supe), se presenta a continuación en las ilustraciones Ilustración 5.1, Ilustración 5.2 y Ilustración 5.3.

Ilustración 5.1: ubicación de las SET AT/MT en el sistema de Lima Norte


5-7


Ilustración 5.2: ubicación de las SET AT/MT en el sistema de Norte Chico (Huaral-Chancay)

Ilustración 5.3: Ubicación de las SET AT/MT en el sistema de Norte Chico

(Huacho-Supe)


5-8


5.2.3 Capacidades máximas de transformación y de salidas en las SET

MAT/AT existentes

El mismo análisis que en el caso de las SET AT/MT se ha efectuado para las SET MAT/AT, identificándose las restricciones en el espacio disponible que limitan la capacidad máxima de transformación que es posible instalar en cada

una.

En la Tabla 5.1, se presentan las capacidades de transformación instaladas a

abril del 2013 y las máximas capacidades que pueden instalares en cada una de las SET MAT/AT existentes a abril de 2013.

Tabla 5.3: capacidades de transformación instaladas y máximas posibles en SET AT/MT

De la misma manera que para las SET AT/MT se han determinado la cantidad

de salidas de 220 kV disponibles en las SET MAT/AT, las que se presentan en la Tabla 5.4.

Tabla 5.4: cantidad de salidas de 220 kV disponibles en SET MAT/AT

La ubicación geográfica de las SET MAT/AT existentes a abril de 2013, se presenta a continuación en las Ilustración 5.1.

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

T1 180 180 T1 180 180

T2 180 85 T2 180

T3 180 85 T3 180

Total 540 350 Total 540 180

T1 180 180 T1 50 50

T2 180 180 T2 30

T3 180 85 T3 30

T4 180 85 Total 110 50

Total 720 530 T1 30 30

T1 180 120 T2 30

T3 180 120 T3 30


ZAPALLAL REP

220

HUACHO REP 220

PARAMONGA

NUEVA REP 220

SET SET

BARSI 220

CHAVARRIA 220

CHILLON 220

SET SALIDAS EN 220 kV DISPONIBLES

OCUPADAS RESERVA NUEVAS TOTAL

CHAVARRIA 2 0 2

BARSI 2 2 4

SANTA ROSA NUEVA 6 0 6

VENTANILLA 7 0 7

CHILLON 2 1 3

ZAPALLAL REP a definir


5-9


Ilustración 5.4: ubicación de las SET MAT/AT

6-1


6. AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD E INCORPORACIÓN DE SET AT/MT

Y SET MAT/AT

A partir de la identificación de la capacidad de transformación instalada inicial

(abril de 2013) y la máxima capacidad de ampliación, y de la proyección de demanda en barras de MT de las SET AT/MT, se determinan aquellas SET cuya capacidad de transformación se satura durante el períodos 2013-2022

(primeros 10 años).

Para considerar el año de saturación de cada SET, una vez que la potencia

máxima (en MVA) en cada una alcanza la capacidad de transformación instalada, se efectúa el remplazo de un transformador por otro de mayor capacidad o incorporando un transformador adicional (considerando el módulo

óptimo determinado para cada zona) hasta alcanzar la máxima capacidad de transformación instalable en esa SET. Una vez que la demanda máxima supera

esa máxima capacidad de transformación, se determina la saturación de la SET en cuestión.

La carga de cada SET AT/MT surge del Formato de demanda F-122 donde se

determina la demanda de potencia simultánea en barras de MT, que es la que carga los transformadores de cada SET.

Para optimizar la utilización de la capacidad instalada, antes de efectuar la repotenciación de las SET existentes, o incorporar SET adicionales, se efectúa una transferencia inicial de cargas entre las redes de MT de SET contiguas,

según se muestra en la Tabla 6.1 en la que se indica el porcentaje de carga de la SET base que se transfiere a una SET contigua, como así también las cargas

máximas iniciales y finales de las referidas SET.

6. Ampliación de capacidad e incorporación de SET AT/MT y SET MAT/AT

6-2


Tabla 6.1: transferencia inicial de carga entre SET AT/MT

6.1 EVOLUCIÓN DE LA CARGA Y SATURACIÓN DE SET AT/MT

Una vez efectuada esa transferencia inicial de cargas, se analiza la evolución de la demanda máxima y la potencia instalada, en MVA, para cada SET AT/MT

existente en los sistemas de Lima Norte, Huaral-Chancay y Huacho-Supe. Además se indica el factor de utilización de los transformadores, señalando en

rojo cuando supera el 100% de la capacidad instalada en cada SET.

En la tabla 6.2 se presentan los resultados obtenidos para cada SET de los sistemas eléctricos analizados, donde se identifican las SET AT/MT saturadas

durante el período analizado.

Transferencia de cargas MT entre SET2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

CHAVARRIA 10 75,24 79,49 83,72 82,43 86,35 90,24 94,11 97,95 101,76 105,54

TACNA 10 80,59 85,22 89,88 94,58 99,32 104,10 108,92 113,78 118,69 123,64

UNI 10 33,03 34,91 36,79 44,17 46,31 48,45 50,59 52,73 54,86 57,00

TACNA a UNI 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15%

CHAVARRIA A UNI 20% 20% 20% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25%

TACNA base 10 94,81 100,26 105,75 111,28 116,85 122,47 128,14 133,86 139,63 145,46

CHAVARRIA base 10 94,05 99,36 104,65 109,91 115,13 120,32 125,48 130,60 135,68 140,72

ok ok ok ok ok ok ok ok ok ok

INFANTAS 10 69,34 76,55 83,80 90,44 97,33 104,76 112,25 119,81 127,43 134,36

VENTANILLA 10 21,75 22,95 24,16 25,39 26,64 27,91 29,20 30,50 31,83 33,18

OQUENDO 10/20 65,96 67,99 69,99 71,94 73,84 75,70 77,51 79,27 80,98 82,64

CHILLON 10 1,91 1,99 2,07 2,15 2,23 2,32 2,40 2,48 2,56 2,64

INFANTAS a CHILLON

VENTANILLA a CHILLON 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4%

OQUENDO a CHILLON 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2%

INFANTAS base 10 69,34 76,55 83,80 90,44 97,33 104,76 112,25 119,81 127,43 134,36

VENTANILLA base 10 22,66 23,91 25,17 26,45 27,75 29,07 30,41 31,77 33,16 34,56

OQUENDO base 10/20 66,96 69,03 71,05 73,03 74,97 76,85 78,69 80,48 82,22 83,90


SANTA ROSA ANTIGUA 10 91,39 80,88 85,18 89,45 93,69 97,89 102,06 106,18 110,27 114,32

CANTO GRANDE 10 83,61 87,60 92,22 96,86 101,51 106,17 110,85 115,55 120,26 125,00

SANTA ROSA ANTIGUA a CANTO GRANDE 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4%

SANTA ROSA ANTIGUA base 10 95,20 84,25 88,73 93,18 97,59 101,97 106,31 110,61 114,87 119,08

CANTO GRANDE base 10 79,80 84,23 88,67 93,13 97,60 102,09 106,60 111,12 115,67 120,23



TACNA 10 80,59 85,22 89,88 94,58 99,32 104,10 108,92 124,40 129,71 135,07

SANTA ROSA ANTIGUA a TACNA 10% 10% 10%


TACNA 10 80,59 85,22 89,88 94,58 99,32 104,10 108,92 113,78 118,69 123,64


6-3


Tabla 6.2: evolución de la carga de las SET AT/MT

SET DEMANDA EN 20/10 kVCap.

Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Demanda Máxima (MVA) 8,8 9,3 9,8 10,3 10,9 11,4 11,9 12,4 13,0 13,5

T1 25 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

T2 25 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Potencia Instalada (MVA) 50 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Factor de Utilización 73% 78% 82% 86% 90% 95% 99% 104% 108% 113%


T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

T4 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



CHILLON

ANCON

BARSI

CANTO

GRANDE

CAUDIVILLA

CHAVARRIA

INDUSTRIAL

INFANTAS

JICAMARCA


6-4


Crecimiento de demanda y Saturación de SET y Transfromadores Existentes - Lima Norte


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T3 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



PUENTE PIEDRA

MARANGA

MIRONES

NARANJAL

OQUENDO

PANDO

PERSHING

SANTA ROSA

SANTA

MARINA

TACNA


6-5


Crecimiento de demanda y Saturación de SET y Transfromadores Existentes - Lima Norte


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



ZAPALLAL

ZARATE

TOMAS VALLE

UNI

VENTANILLA

Crecimiento de demanda y Saturación de SET y Transformadores Existentes - Norte Chico (Huaral-Chancay)


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75 8,75

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

Potencia Instalada (MVA) 50 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75 33,75



T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



HUARAL

CHANCAY

Crecimiento de demanda y Saturación de SET y Transformadores Existentes - Norte Chico (Huacho-Supe)


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17



HUACHO

SUPE


6-6


6.2 REPOTENCIACIÓN DE SET AT/MT EXISTENTES

La primera acción que se realiza ante la saturación de la capacidad instalada

de las SET es la incorporación de transformadores, o el remplazo de transformadores existentes por transformadores de mayor potencia, en las SET existentes, hasta alcanzar la capacidad máxima instalable en cada una.

En la Tabla 6.3 se presenta la repotenciación de las SET AT/MT y la evolución del factor de utilización resultante.

Tabla 6.2: repotenciación de las SET AT/MT existentes

Crecimiento de demanda y Saturación de SET Existentes con máxima capacidad de transformación - Lima Norte


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

T2 25 6 6 6 6 6 6 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 40 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 40 40 40 40

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25



BARSI (K)

ANCON (N)

CANTO GRANDE

(CG)

CAUDIVILLA (CV)

CHILLON 60 kV

CHAVARRIA (CH)

INDUSTRIAL (ID)


6-7




Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 0 0 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 40 40

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 40 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 40 40

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 0 0 0 0 0 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25



PANDO (PA)

PERSHING (Q)

PUENTE PIEDRA

(P)

S. ROSA ANTIGUA

(P)

NARANJAL (NJ)

OQUENDO (O)

INFANTAS (I)

MARANGA (MA)

JICAMARCA (J)

MIRONES (M)


6-8




Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 25 25 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T3 25 0 0 0 0 0 25 25 25 25 25




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




T1 40 25 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40 40

T3 40 0 0 0 0 25 25 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 0 0 0 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 0 0 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



UNI

ZARATE (Z)

TOMAS VALLE

(TV)

VENTANILLA (V)

ZAPALLAL (W)

SANTA MARINA

(F)

TACNA (T)

Crecimiento de demanda y Saturación de SET Existentes con máxima capacidad de transformación - Norte Chico (Huaral-Chancay)


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 8,75 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

Potencia Instalada (MVA) 50 33,75 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50



T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



HUARAL (HL)

CHANCAY (CY)


6-9


6.3 INCORPORACIÓN DE NUEVAS SET 60 KV/MT PARA DESCARGAR LAS SET SATURADAS

Una vez identificadas las SET AT/MT cuya capacidad de transformación se

satura durante el período de análisis se determina la incorporación al sistema de nuevas SET AT/MT considerando para su ubicación geográfica los siguientes criterios:

1. La cercanía geográfica (debe ser contigua) a la o las SET que debe descargar mediante la vinculación de las salidas de alimentadores de MT

con la red existente.

2. La cercanía geográfica a la red existente de AT o a SET MAT/AT que permita su vinculación y su alimentación durante el período de análisis.

Se ha considerado la incorporación de las nuevas SET en la tensión de AT de 60 kV, al igual que las existentes, y tomando en cuenta los módulos óptimos

de transformación correspondiente a cada sistema y zona, para esa tensión. Las nuevas SET se vinculan con la red de MT de las SET contiguas y, de esa manera, van descargando paulatinamente las mismas mediante transferencias

de la carga en MT de las mismas. La incorporación de transformadores acompaña estas transferencias de carga de manera de mantener un factor de

utilización cercano al 100%, pero sin superarlo.

Tomando en cuenta las SET AT/MT que se saturan durante el periodo en la zona de Lima Norte (Canto Grande, Caudivilla, Chavarría, Infantas, Mirones,

Naranjal, Oquendo, Santa Rosa Antigua, Tacna, Tomas Valle y Ventanilla), se efectuó la identificación de las áreas de cobertura de la red de MT de cada una

de ellas utilizando las ubicaciones geo referenciadas de los usuarios en MT y BT, y utilizando la misma cuadricula definida para la zonificación por densidad de carga, se identificaron las zonas en las que los usuarios son servidos por

cada SET.

De esta manera se obtienen las áreas, que para las SET sobrecargadas en el

período, se muestran en la Ilustración 6.1.

Crecimiento de demanda y Saturación de SET Existentes con máxima capacidad de transformación - Norte Chico (Huacho-Supe)


Max.abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 0 0 0 0 0 0 0 0 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17



HUACHO

(HUALMAY) (H)

SUPE (SU)


6-10


Ilustración 6.1: áreas de servicio de las SET AT/MT que presentan sobrecarga

Las nuevas SET AT/MT que se incorporan son:

Colonial: 3 x 40 MVA

Huandoy: 3 x 40 MVA

Comas: 3 x 25 MVA

Filadelfia: 3 x 40 MVA

Jose Granda: 3 x 40 MVA

Lurigancho: 3 x 25 MVA

A partir de estas áreas de servicio se buscó la identificación del baricentro de

cargas entre SET contiguas sobrecargadas para incorporar las nuevas SET, tal como se muestra en la Ilustración 6.2, donde se indican en color gris las zonas

de cobertura de la red de MT de las nuevas SET a incorporar (que descargan las SET existentes contiguas) y en color rojo las ubicaciones de las mismas cercanas al baricentro de cargas atendidas por cada una.


6-11


Ilustración 6.2: ubicación de las nuevas SET AT/MT

La ubicación geográfica propuesta para las nuevas SET AT/MT a incorporar en el período bajo estudio, para el sistema de Lima Norte, se presenta en la

Ilustración 6.33 . En los sistemas Norte Chico (Huaral y Chancay) y Norte Chico (Huacho y Supe), el incremento de demanda puede cubrirse con la

repotenciación de las SET existentes.


6-12


Ilustración 6.3: ubicación de nuevas SET AT/MT en el sistema de Lima Norte

Una vez definidas las nuevas SET AT/MT a incorporar durante el período analizado, se determinaron las transferencias de carga a través de las redes

MT contiguas, las que se muestran en la tabla 6.3.


6-13


Tabla 6.3: transferencias de carga entre SET existentes y nuevas

Transferencia de cargas MT entre SET MW2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

INFANTAS 10 69,34 76,55 83,80 81,40 82,73 83,81 84,19 89,85 95,57 100,77

CAUDIVILLA 10 51,68 54,36 57,09 59,89 62,76 65,70 61,84 64,62 67,46 66,48

COMAS 10/20 0,00 0,00 0,00 9,04 14,60 20,95 34,93 37,13 39,35 45,32

INFANTAS a COMAS 0% 0% 0% 10% 15% 20% 25% 25% 25% 25%

CAUDIVILLA a COMAS 0% 0% 0% 0% 0% 0% 10% 10% 10% 15%

INFANTAS 10 69,34 76,55 83,80 90,44 97,33 104,76 112,25 119,81 127,43 134,36

CAUDIVILLA 10 51,68 54,36 57,09 59,89 62,76 65,70 68,71 71,80 74,96 78,21


NARANJAL 10 67,64 67,56 67,11 66,31 69,23 67,89 66,20 68,74 66,52 68,87

INFANTAS 10 69,34 72,72 71,23 69,19 70,32 71,24 71,56 71,88 71,68 75,58

HUANDOY 10 0,00 7,38 20,03 23,91 24,63 29,54 34,70 40,89 52,40 54,71NARANJAL a HUANDOY 5% 10% 15% 15% 20% 25% 25% 30% 30%

INFANTAS a HUANDOY 5% 15% 15% 15% 15% 15% 20% 25% 25%

NARANJAL 10 67,64 71,11 74,57 78,02 81,45 84,87 88,27 91,66 95,03 98,39

INFANTAS 10 69,34 76,55 83,80 81,40 82,73 83,81 84,19 89,85 95,57 100,77

ok ok ok ok ok ok ok ok ok ERROR

CHAVARRIA 10/20 75,24 79,49 83,72 82,43 82,03 81,22 79,99 83,25 81,41 84,43

TOMAS VALLE 10 73,61 79,09 83,03 86,95 90,86 94,76 98,63 102,49 95,69 99,13

JOSE GRANDA 10 0,00 0,00 0,00 0,00 4,32 9,02 14,12 14,69 30,98 32,12CHAVARRIA a JOSE GRANDA 5% 10% 15% 15% 20% 20%

TOMAS VALLE a JOSE GRANDA 10% 10%

CHAVARRIA 10 75,24 79,49 83,72 82,43 86,35 90,24 94,11 97,95 101,76 105,54

TOMAS VALLE base 10 73,61 79,09 83,03 86,95 90,86 94,76 98,63 102,49 106,32 110,14



CANTO GRANDE 10 67,83 68,01 67,83 69,66 68,71 71,87 75,05 78,23 81,43 84,64

JICAMARCA 10 21,72 26,36 31,42 34,51 35,55 37,19 38,87 37,61 39,24 40,92

ZARATE 10 16,08 37,07 36,92 41,27 46,05 46,35 46,65 45,89 46,16 46,43

SANTA ROSA ANTIGUA a ZARATE 5% 10% 10% 10% 10% 10% 10%

CANTO GRANDE a JICAMARCA 5% 10% 12% 12% 12% 12% 12% 12% 12%


CANTO GRANDE 10 67,83 71,59 75,37 79,16 78,08 81,67 85,28 88,90 92,53 96,19

JICAMARCA 10 21,72 22,78 23,88 25,01 26,18 27,39 28,64 26,94 28,14 29,38

ZARATE base 10 16,08 37,07 36,92 36,80 36,68 36,56 36,45 36,34 36,23 36,14


CANTO GRANDE 10 67,83 71,59 75,37 79,16 78,08 81,67 85,28 88,90 92,53 96,19

ZARATE 10 28,05 49,71 50,22 55,24 65,57 66,77 67,97 68,12 69,29 70,48

CANTO GRANDE a ZARATE 15% 15% 15% 15% 20% 20% 20% 20% 20% 20%

CANTO GRANDE 10 79,80 84,23 88,67 93,13 97,60 102,09 106,60 111,12 115,67 120,23

ZARATE 10 16,08 37,07 36,92 41,27 46,05 46,35 46,65 45,89 46,16 46,43


CANTO GRANDE 10 67,83 68,01 67,83 69,66 68,71 53,90 52,53 50,85 52,93 50,79

JICAMARCA 10 21,72 22,78 23,88 25,01 26,18 27,39 28,64 26,94 28,14 29,38

LURIGANCHO 10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 17,97 22,51 30,37 31,63 37,12

CANTO GRANDE a LURIGANCHO 25% 30% 35% 35% 40%

JICAMARCA a LURIGANCHO 10% 10% 10%

CANTO GRANDE 10 67,83 68,01 67,83 69,66 68,71 71,87 75,05 78,23 81,43 84,64

JICAMARCA base 10 21,72 22,78 23,88 25,01 26,18 27,39 28,64 29,93 31,27 32,65


6-14


Una vez determinadas las transferencias de carga en MT desde las SET

existentes sobrecargadas hasta las nuevas SET a incorporar, se incorpora la capacidad de transformación necesaria en las nuevas SET para cubrir la

demanda transferida, según se muestra en la Tabla 6.4.

Tabla 6.4: evolución de la carga, de la capacidad instalada y del factor de

utilización en las SET AT/MT nuevas y existentes

Transferencia de cargas MT entre SET MW2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

TACNA 10 80,59 85,22 80,90 80,40 79,46 83,28 81,69 80,86 77,83 81,04

MIRONES 10 91,53 95,98 100,36 94,22 98,06 101,85 99,71 103,17 100,30 96,97

COLONIAL 10 0,00 0,00 8,99 24,66 30,76 32,14 44,82 61,74 76,96 86,35TACNA a COLONIAL 10% 15% 20% 20% 25% 35% 40% 40%

MIRONES a COLONIAL 10% 10% 10% 15% 15% 20% 25%

TACNA 10 80,59 85,22 89,88 94,58 99,32 104,10 108,92 124,40 129,71 135,07

MIRONES base 10 91,53 95,98 100,36 104,69 108,96 113,16 117,30 121,37 125,37 129,29


TOMAS VALLE 10 73,61 79,09 78,88 78,26 77,23 80,54 78,90 76,86 71,77 74,34

OQUENDO 10/20 65,96 67,99 69,99 71,94 66,46 68,13 69,76 71,35 72,88 74,37

FILADELFIA 10 0,00 0,00 4,15 8,70 21,01 21,78 27,48 33,55 32,02 33,05TOMAS VALLE a FILADELFIA 0% 5% 10% 15% 15% 20% 25% 25% 25%

OQUENDO a FILADELFIA 0% 0% 0% 10% 10% 10% 10% 10% 10%

TOMAS VALLE 10 73,61 79,09 83,03 86,95 90,86 94,76 98,63 102,49 95,69 99,13

OQUENDO 10/20 65,96 67,99 69,99 71,94 73,84 75,70 77,51 79,27 80,98 82,64


INDUSTRIAL 10 52,72 56,04 59,26 62,37 65,36 68,24 70,98 73,60 76,08 78,42

BARSI 10 46,80 48,58 50,33 52,05 53,73 55,38 56,98 58,54 60,06 61,54BARSI a INDUSTRIAL 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5%

INDUSTRIAL base 10 50,25 53,49 56,61 59,63 62,53 65,32 67,98 70,52 72,92 75,18

BARSI base 10 49,26 51,14 52,98 54,79 56,56 58,29 59,98 61,62 63,22 64,78

Crecimiento de demanda y carga de de SET Existentes con máxima capacidad de transformación y SET Nuevas- Lima Norte

SET DEMANDA EN 20/10 kV Cap. Max. abr-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


T1 25 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

T2 25 6 6 6 6 6 6 6 6 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T4 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25



ANCON

BARSI

CANTO GRANDE

CAUDIVILLA


6-15





T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40



Demanda Máxima (MVA) 9,5 26,0 32,4 33,8 47,2 65,0 81,0 90,9

T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40

T3 40 40 40

Potencia Instalada (MVA) 120 40 40 40 40 80 80 120 120

Factor de Utilización 24% 65% 81% 85% 59% 81% 68% 76%

Demanda Máxima (MVA) 9,5 15,4 22,1 36,8 39,1 41,4 47,7

T1 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25

T3 25

Potencia Instalada (MVA) 75 25 25 25 50 50 50 50

Factor de Utilización 38% 61% 88% 74% 78% 83% 95%

Demanda Máxima (MVA) 4,4 9,2 22,1 22,9 28,9 35,3 33,7 34,8

T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40

T3 40

Potencia Instalada (MVA) 120 40 40 40 40 40 40 40 40

Factor de Utilización 11% 23% 55% 57% 72% 88% 84% 87%

Demanda Máxima (MVA) 7,8 21,1 25,2 25,9 31,1 36,5 43,0 55,2 57,6

T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40

T3 40

Potencia Instalada (MVA) 120 40 40 40 40 40 40 80 80 80

Factor de Utilización 19% 53% 63% 65% 78% 91% 54% 69% 72%


T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25



Demanda Máxima (MVA) 4,5 9,5 14,9 15,5 32,6 33,8

T1 40 40 40 40 40 40 40

T2 40

T3 40

Potencia Instalada (MVA) 120 40 40 40 40 40 40

Factor de Utilización 11% 24% 37% 39% 82% 85%

Demanda Máxima (MVA) 18,9 23,7 32,0 33,3 39,1

T1 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25

T3 25

Potencia Instalada (MVA) 75 25 25 50 50 50

Factor de Utilización 76% 95% 64% 67% 78%


T1 40 25 25 25 25 25 25 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 40

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25



COMAS

LURIGANCHO

INDUSTRIAL

INFANTAS

JICAMARCA

JOSE GRANDA

CHAVARRIA

CHILLON

COLONIAL

HUANDOY

MARANGA

FILADELFIA


6-16





T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 40 25 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 40

T3 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T3 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T4




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25



TACNA

TOMAS VALLE

PANDO

PERSHING

PUENTE PIEDRA

MIRONES

NARANJAL

OQUENDO

SANTA ROSA

SANTA MARINA


6-17





T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 40




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25




T1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

T2 40 25 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40

T3 40



ZAPALLAL

ZARATE

UNI

VENTANILLA

Crecimiento de demanda y carga de de SET Existentes con máxima capacidad de transformación y SET Nuevas- - Norte Chico (Huaral-Chancay)



T1 25 8,75 25 25 25 25 25 25 25 40 40 40

T2 25 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40 40

Potencia Instalada (MVA) 50 33,75 50 50 50 65 65 65 65 80 80 80



T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17

T3 25



HUARAL

CHANCAY

Crecimiento de demanda y carga de de SET Existentes con máxima capacidad de transformación y SET Nuevas- - Norte Chico (Huacho-Supe)



T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T3 25 25 25




T1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

T2 25 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17 17



HUACHO

SUPE

7-1


7. ANÁLISIS DE ALIMENTACIÓN DE LAS SET AT/MT

Una vez identificadas y ubicadas geográficamente las nuevas SET AT/MT y definida la evolución de la carga en las SET nuevas y existentes, se pasa a

identificar las necesidades de alimentación de todas las SET AT/MT del sistema, lo que implica tanto la definición de los nuevos vínculos en 60 kV requeridos (tanto para conectar las nuevas SET como para reforzar la

alimentación de las existentes) como los requerimientos de las nuevas SET 220/60 kV que son los puntos de inyección de potencia al sistema de 60 kV

(vínculos y SET).

La definición de la alternativa óptima de alimentación de las SET AT/MT requiere el desarrollo de los siguientes análisis:

Identificación del requerimiento de nuevas SET MAT/AT (220/60 kV)

Refuerzo de los vínculos de las STE AT/MT existentes

Alternativas de conexión de las nuevas SET AT/MT

Alternativas de adquisición de reserva fija y móvil

A continuación se presenta el desarrollo de cada uno de los análisis

planteados.

7.1 REQUERIMIENTO DE NUEVAS SET MAT/AT

El SST de Edelnor está actualmente vinculado con el SEIN mediante líneas de

220 kV con los siguientes puntos: SET Zapallal Rep, Central Ventanilla, Central Santa Rosa, Líneas a SET San Juan (Luz del Sur), Líneas a SET Huinco (central hidráulica), Líneas a SET Cajamarquilla.

Los vínculos mencionados se presentan en la Ilustración 7.1 siguiente.


7-2


Ilustración 7.1: vinculación actual del SST de Edelnor con el SEIN en la zona de Lima Norte

La SET Nueva Jicamarca está incorporada en el Plan de Inversiones

aprobado por el Osinergmin para el período 2009-2013 pero, dado que aún no se ha podido ubicar un predio adecuado para su construcción, no entrará en

servicio dentro del período del mencionado plan de inversiones. Por ese motivo se incorporará como una obra de este Plan 2013.2017, en al año 2013.

La ubicación más probable, a l momento de elaboración de la presente

propuesta de Plan de Inversiones, difiere de la aprobada en el Plan 2009-2013, ya que se encuentra en la zona norte de la comunidad de Jicamarca. El

análisis de la ubicación de este SET se desarrolla en detalle en el Anexo K de esta propuesta.


7-3


Adicionalmente a esta SET aprobada en el Plan de Inversiones anterior, se requieren, para cubrir el incremento de demanda hasta el año horizonte del

estudio (2022) y, fundamentalmente, dada la imposibilidad de incorporar nuevas salidas de 220 kV y 60 kV en las SET MAT/AT existentes (ver tablas 5.2 y 5.4 de este informe), se requiere la incorporación de SET MAT/AT

adicionales, las que se describen a continuación:

SET Colonial: esta SET, ya estaba prevista en el Plan de Inversiones

del período 2009-2013 aprobado por el Osinergmin, para ingresar en el

año 2014. Anterior. La SET Colonial es necesaria para descargar a la

SET Barsi mediante la transferencia de las demandas de Mirones y

Pando. También esta SET permite abastecer nuevas SET AT/MT, que de

hacerlo desde la SET Barsi provocan la superación de la corriente de

cortocircuito admisible (los estudios muestran que en este escenario ya

se encuentra en 29 kA, cercanos a los 31 kA admisibles). Por lo tanto, la

incorporación de la SET Colonial es requerida en los primeros años del

estudio.

SET Comas: la necesidad de esta SET surge debido al importante

crecimiento de la demanda en el área de su emplazamiento. Si bien

inicialmente se podría abastecer dichas demandas desde Chavarria, en

poco tiempo se superaría la potencia de cortocirtuito de dicha SET así

como también su capacidad de transformación, impidiendo la

incorporación de nuevas obras que se requieren para garantizar el

criterio de N-1 en las SETs vinculadas a Chavarria. A partir de la

Observación 36, en el punto Determinación del SER, presentada por el

Osinergmin a la versión inicial de esta propuesta se analiza como

alternativa a esta SET el abastecimiento de la demanda prevista para la

misma desde la SET MAT/AT Zapallal Rep, algo más alejada del centro

de cargas.

SET Rio Seco: en la presentación inicial de este estudio se presentó la

alternativa de alimentar la zona de Huaral-Chancay desde una nueva

SET MAT/AT llamada Chancay Norte. Como consecuencia de la

Observación 42, en el punto Determinación del SER, presentada por el

Osinergmin a la versión inicial de esta propuesta, Edelnor y CONEHUA

coordinaron la instalación de una nueva SET MAT/AT en la región.

Tomando en cuenta que la SET Rio Seco propuesta por CONEHUA tiene

prevista como fecha de entrada en servicio el año 2013, anterior a la

prevista por Edelnor, en adelante se analiza esta alternativa con ese

nombre.

Para el caso de las SET Colonial y Comas la posible ubicación de las mismas se ha definido tomando en cuenta la distribución de la carga en la red de 60 kV,

que alimenta las SET AT/MT, los posibles puntos de alimentación desde el SEIN, y la disponibilidad de terrenos que permitan la construcción de


7-4


instalaciones de esta envergadura. El detalle de la búsqueda y selección de terrenos disponibles para las nuevas SET a incorporar se presenta en el

Anexo N de esta propuesta.

En el caso de la SET Rio Seco se evaluaron distintas ubicaciones alternativas, y se seleccionó la opción de mínimo costo total.

Las ubicaciones identificadas para las SET 220/60 kV en Lima Norte se presentan en la siguiente Ilustración 7.2.

Ilustración 7.2: ubicación de las nuevas SET MAT/AT propuestas para Lima

Norte


7-5


La capacidades de transformación instaladas al inicio de este plan (abril del 2013) y máximas posibles de las SET 220/60 kV en servicio en el año de inicio

de este estudio, entre las que incluimos las SET Paramonga Nueva REP y Huacho REP (si bien no pertenecen a Edelnor abastecen SET AT/MT de Edelnor y se analizan los eventuales requerimientos de ampliación) y las

correspondientes a las nuevas SET que se incorporan durante el horizonte de análisis de esta propuesta se presentan en las Tabla 7.1 y 7.2.

Tabla 7.1: capacidades instaladas y máximas de las SET MAT/AT existentes

Tabla 7.2: capacidades máximas de las SET MAT/AT existentes

A continuación se plantean las alternativas de alimentación de las zonas de Comas y de Huaral-Chancay, evaluando la incorporación o no de las SET

Comas y Rio Seco.

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

Capacidad

Máxima

T1 180 180 T1 180

T2 180 85 T2 180

T3 180 85 T3 180

Total 540 350 Total 540

T1 180 180 T1 50

T2 180 180 T2 30

T3 180 85 T3 30

T4 180 85 Total 110

Total 720 530 T1 30

T1 180 120 T2 30

T3 180 120 T3 30

Total 360 240 Total 90

T1 180 180

T3 180 120

Total 360 300

ZAPALLAL REP

220

HUACHO REP 220

PARAMONGA

NUEVA REP 220

SET SET

BARSI 220

CHAVARRIA 220

CHILLON 220

SANTA ROSA

220

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

Capacidad

Máxima

Capacidad abril

2013

T1 180 T1 85

T2 180 T2 85

T3 180 Total 170

Total 540 T1 180

T1 180 T2 180

T2 180 T3 180

T3 180 Total 540

Total 540

SET

RIO SECO 220

COMAS 220

NUEVA

JICAMARCA 220

COLONIAL 220

SET


7-6


7.1.1 Alternativas de alimentación a la zona de Comas

Las alternativas de alimentación de la zona de Comas que se plantean son las

siguientes:

Alimentación desde la zona desde una nueva SET 220/60 kV Comas

Alimentación de la zona desde la SET 220/60 Zapallal REP existente

Los esquemas de conexión de cada una de las alternativas se presentan en las

Ilustraciones 7.3 y 7.4 (esquemas geográficos) y 7.5 y 7.6 (esquemas unifilares), donde los nuevos vínculos de conexión están dibujados en color verde:

Ilustración 7.3: esquema geográfico Alternativa 1


7-7


Ilustración 7.4: esquema geográfico Alternativa 2


7-8


Ilustración 7.5: esquemas unifilares inicial y final Alternativa 1

Ilustración 7.6: esquemas unifilares inicial y final Alternativa 2

Las longitudes de los vínculos en cada caso son:


7-9


Alternativa 1: derivación de DT 220 kV L 2242 y L 2243 Zapallal Rep-

Ventanilla = 2 DT aéreas de 220 kV - AAAC 600 mm2 ; longitud del

tramo 1,31 km

Alternativa 2: DT 60 kV Zapallal Rep a Comas = Línea AAAC 500 mm2

= 9,9 km ; Cable Cu 1200 mm2 = 2,4 km

En el capítulo 9 de esta propuesta se efectúa la evaluación económica de estas

alternativas.

7.1.2 Alternativas de alimentación de la zona Huaral-Chancay

En la propuesta inicial presentada en setiembre del 2011 se presentó el análisis de las alternativas de alimentación de la zona de Huaral-Chancay

considerando la instalación de una DT en 60 kV desde la SET Zapallal Rep en Lima Norte, o incorporando una nueva SET 220/60 kV denominada Chancay

Norte en una ubicación intermedia entre las SET existentes Huaral y Chancay. La evaluación económica determinó que la alternativa óptima era la instalación de la SET 220/60 kV Chancay Norte.

Tomando en cuenta la Observación 42, en el punto Determinación del SER, presentada por el Osinergmin a la propuesta inicial presentada, se coordinó

con CONEHUA el análisis conjunto de la SET 220/60 Rio Seco planteada por esta empresa a ser instalada al norte de Huaral.

Como consecuencia se efectuó un nuevo análisis sobre distintas alternativas

de ubicación de la SET Rio Seco (que remplaza a la anterior Chancay Norte) contra la ya definida de la conexión con una DT de 60 kV desde Zapallal Rep.

Las alternativas de alimentación mediante la SET Rio Seco, incluyen la instalación de la SET 220/60 kV inicialmente con un transformador de 85 MVA para cubrir la carga proyectada de las SET Huaral y Chancay y de la Planta de

Sulfato de CONEUA, con vinculaciones en DT de 60 kV a las mencionadas SET y a la planta de sulfato.

La alternativa de alimentación desde Zapallal Rep implica una DT de 60 kV desde Zapallal Rep a Chancay, otra DT de 60 kV desde Chancay a Huaral y una DT de 60 kV desde Huaral a la Planta de Sulfato.

Las ubicaciones de la SET Rio Seco consideradas para las distintas alternativas son las siguientes:

Alternativa 1: ubicación de la SET Rio Seco en la zona desértica al norte

de Huaral

Alternativa 2: ubicación de la SET Rio Seco en la zona agrícola al norte

de Huaral

Alternativa 3: ubicación de la SET Rio Seco en la zona urbana de Huaral


7-10


Alternativa 4: ubicación de la SET Rio Seco en la zona contigua a la

Planta de Sulfato

Alternativa 5: alimentación mediante DT en 60 kV desde Zapallal Rep

A continuación se presentan las vistas en Google Earth de las distintas

ubicaciones analizadas para Rio Seco, y las trazas de líneas involucradas: la línea existente de 220 kV Zapallal Rep – Paramonga Nueva Rep está indicada en Rojo, las líneas de 60 kV previstas para la vinculación con Huaral y

Chancay están indicadas en color azul (subterráneas) y celeste (aéreas) y la línea de 60 kV prevista para la vinculación con la Planta de Sulfato está

indicada en color verde, en las Ilustraciones 7.7 a 7.10.

Ilustración 7.7: Alternativa 1: zona desértica al Norte de Huaral


7-11


Ilustración 7.7: Alternativa 2: zona agrícola al Norte de Huaral


7-12


Ilustración 7.7: Alternativa 3: zona urbana en Huaral


7-13


Ilustración 7.7: Alternativa 4: zona contigua a la Planta de Sulfato

Las longitudes requeridas para los vínculos en las distintas alternativas se presentan en la Tabla 7.3.


7-14


Tabla 7.3: longitud de vínculos para cada alternativa

En el capítulo 9 de esta propuesta se efectúa la evaluación económica de estas alternativas.

7.2 ANÁLISIS DE REFUERZO DE LAS SET AT/MT EXISTENTES

Para determinar la necesidad de refuerzos en los vínculos de las SET AT/MT

existentes se efectuó el análisis de contingencia en N-1 para todos los años del período 2013 a 2022, e identificando las sobrecargas que se producían.

En la Tabla 7.4 se presentan los resultados del análisis efectuado y la solución

óptima identificada en cada caso.

Alternativas de Vínculo requerido LA CS TOTAL

alimentación km km km

DT 60 kV Rio Seco - Chancay 17,5 17,5

Alternativa 1 DT 60 kV Rio Seco - Huaral 8,8 3,0 11,8

DT 60 kV Rio Seco - Planta de Sulfato 9,0 9,0

DT 220 kV deriv. Zapallal Rep-Paramonga Nva. a R Seco-Chancay N 1,5 1,5

Alternativa 2 DT 60 kV Rio Seco - Chancay 14,9 14,9

DT 60 kV Rio Seco - Huaral 2,3 3,0 5,3


DT 60 kV Rio Seco - Chancay 9,8 1,1 10,9

Alternativa 3 DT 60 kV Rio Seco - Huaral 0,0 3,5 3,5

DT 60 kV Rio Seco - Planta de Sulfato 19,0 0,7 19,7

DT 220 kV deriv. Zapallal Rep-Paramonga Nva. a R Seco-Chancay N 0,7 0,7

Alternativa 4 DT 60 kV Rio Seco - Chancay 26,0 26,0

DT 60 kV Rio Seco - Huaral 16,8 3,0 19,8


DT 60 kV Zapallal Rep - Chancay 38,3 0,8 39,1

Alternativa 5 DT 60 kV Chancay - Huaral 9,8 4,0 13,8

DT 60 kV Huaral - Planta de Sulfato 17,7 3,0 20,7


7-15


Tabla 7.4: análisis de los vínculos de as SET AT/MT existentes

Año: 2013 Análisis de contingencias: situacones N-1

Configuración base ( topología actual )

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % ObservacionesBarsi - Pershing Barsi - Maranga 133,0%

Barsi - Santa Marina Barsi - Maranga 107,0%

Barsi - Pando Mirones - Pando 100,4%

Barsi - Mirones 145,0%

Pando - Mirones Barsi - Pando 108,0%


1 Terna Chavarría - Mirones 2da Terna Chavarría - Mirones 140,0%

Configuración base + Línea Pando-Pershing

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % ObservacionesBarsi - Pershing Barsi - Maranga 103,0%

Barsi - Pando 100,1%

Santa Marina - Barsi Barsi - Maranga 103,0%

Barsi - Pando Barsi - Maranga 100,1%


Pando - Mirones Barsi - Mirones 101,0%


Configuración base + Línea Barsi-Maranga (2da terna)

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % ObservacionesBarsi - Pando Mirones - Pando 100,3%



Barsi - Pando 108,0%


Configuración base + Línea Barsi-Maranga (2da terna) + Línea Pando-Pershing

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % ObservacionesBarsi - Pando Barsi - Mirones 105,0%



Configuración base + Línea Barsi-Maranga (2da terna) + Línea Pando-Pershing + Línea Industrial-Pando

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % ObservacionesPando - Mirones Barsi - Mirones 103,0%


Configuración base + Línea Barsi-Pershing (2da terna) + Línea Pando-Pershing

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % Observaciones1 Terna Chavarría - Mirones 2da Terna Chavarría - Mirones 140,0% La solución es la conexión a Colonial

Año: 2014 Similar al 2013 pero con mayor sobrecarga en situacones N-1

Configuración base en Huaral-Chancay ( topología actual sin generación )

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % ObservacionesAncon - Huaral Zapallal - Chancay 103,0% Se soluciona con conexiones a Rio Seco 220/60 kV

Zapallal - Chancay Ancon - Huaral 120,0%

Puente Piedra - Zapallal 102,0%

Año: 2015 Incorporación de la SET 220/60 kV Colonial y vínculos en 60 kV

Configuración con vínculos: Colonial-Mirones, Colonial-Pando y Colonial-Tacna ( doble ternas )

Desconexión de Línea Se sobrecarga línea en % Observaciones

Barsi - Pershing Barsi - Maranga 102,0%

Barsi - Santa Marina Barsi - Maranga 110,0%

1 línea Chavarría - Tomás Valle Otra línea Chavarría - Tomás Valle 112,0% Se soluciona con 1 terna Filadelfia-Tomás Valle Cu XLPE 800 mm 2

Configuración con vínculos de Colonial + Línea Barsi-Maranga ( 2da terna )

No aparecen sobrecargas en situación N-1

Año: 2016

Configuración con vínculos de Colonial + Línea Barsi-Maranga ( 2da terna )


Chavarría - Infantas Chavarría - Naranjal 100,4%



7-16


Como resultado de este análisis surge la necesidad de la incorporación de las líneas de refuerzo que se presentan en la Tabla 7.5.

Tabla 7.5: líneas de refuerzo para salvar sobrecargas en situación N-1

Año: 2017


Caudivilla - Comas Caudivilla - Zapallal 103,8% Se soluciona con la 2 da terna Caudivilla-Comas

Año: 2018


Maranga Barsi 2da terna Maranga Barsi 103,7% Se soluciona con 1 terna Industrial-Maranga Cu XLPE 800 mm 2



Año: 2019




Año: 2020


Maranga Barsi 107,0% Se soluciona con 1 terna Industrial-Maranga Cu XLPE 800 mm 2

Pershing - Barsi Maranga - Barsi 101,3% Se soluciona con 1 terna Industrial-Maranga Cu XLPE 800 mm 2


Año: 2021


Santa Marina - Barsi Maranga - Barsi 103,6% Se soluciona con 1 terna Industrial-Maranga Cu XLPE 800 mm 2




Año: 2022


Santa Marina - Barsi 2da Terna Santa Marina - Barsi 102,5% Se soluciona con 1 terna Industrial-Maranga Cu XLPE 800 mm 2

Maranga - Barsi 107,7%




Año Línea

2013 Línea 60 kV - PERSHING-PANDO - ST - Cu 500 - 4 km

2013 Línea 60 kV - PERSHING-BARSI - ST - Cu 500 - 8,3 km

2015 Línea 60 kV - BARSI-MARANGA - ST - Cu 800 - 3,2 km

2015 Línea 60 kV - FILADELFIA-TOMAS VALLE - ST - Cu 500 - 3,7 km

2015 Línea 60 kV - CHILLON-OQUENDO - ST - AAAC 400 Cu 800 - 6,3 km

2018 Línea 60 kV - INDUSTRIAL-MARANGA - ST - Cu 500 - 3,5 km


7-17


7.3 ALTERNATIVAS DE ALIMENTACIÓN DE LAS NUEVAS SET AT/MT

Para determinar la alimentación de las nuevas SET AT/MT en el año horizonte

del estudio, se evaluó una alternativa inicial, que posteriormente se verificó contra la disponibilidad de instalaciones y espacio en las SET existentes, fundamentalmente en lo que respecta a las nuevas celdas de salidas en 60 kV

requeridas.

El análisis abarcó el refuerzo de la alimentación de las SET 60 kV/MT

existentes por incremento de la demanda, y de la capacidad de transformación de las mismas, y la incorporación de los vínculos para las nuevas SET AT/MT que se incorporan durante el período de análisis.

Se determinaron los vínculos requeridos en el año 10 para que se cumplieran los requisitos técnico-operativos establecidos respecto al criterio N-1 y a los

límites de tensión a cumplir (apartamiento del 5%).

Como se indicó este análisis se efectuó considerando la cantidad máxima disponible de celdas de salida en las SET existentes, por lo que debieron

analizarse distintas alternativas para obtener la que finalmente cumpliera las condiciones técnico-operativas y de disponibilidad de salidas.

A raíz de la Observación 35 a la Determinación del SER presentada por el Osinergmin se definió una alternativa de conexión basada en configuraciones en anillo, mientras que la alternativa base se basa en vinculaciones mediante

doble ternas.

Los esquemas de alimentación, considerando la situación final al año 2022,

para la Alternativa 1 (configuración base en doble terna) y para la Alternativa 2 (configuración en anilla según observación del Osinergmin) se presentan en las Tablas 7.8 a 7.11 para las conexiones de las nuevas SET Huandoy,

Filadelfia y Jose Granda.


7-18


Ilustración 7.8: Alternativa 1: conexión de Huandoy y Filadelfia

Ilustración 7.9: Alternativa 1: conexión de Jose Granda


7-19


Ilustración 7.10: Alternativa 2: conexión de Huandoy y Filadelfia

Ilustración 7.11: Alternativa 2: conexión de Jose Granda


7-20





7.4 ANÁLISIS DE LA ALTERNATIVA DE ADQUISICIÓN DE RESERVA FIJA Y MÓVIL

Como alternativa de respaldo para las SET AT/MT se analiza la adquisición de

dos transformadores de reserva, uno de 60/20/10 kV y 40 MVA para la zona de Lima Norte y otros de 60/20/10 MVA y 25 MVA para la zona de Huacho

Supe, y una SET Móvil, una con capacidad de transformación 60/20/10 kV y 40 MVA de capacidad.

Estos transformadores de reserva y la SET Móvil servirán de back-up para los

transformadores instalados en las zonas de Lima Norte y Huaral-Chancay (módulo de 40 MVA y SET móvil), y de Huacho-Supe (módulo de 25 MVA).

La evaluación de su conveniencia se efectuará considerando los tiempos de reposición de un transformador de potencia con una falla severa, y el tiempo de instalación de la SET Móvil como remplazo temporal de la unidad

siniestrada por una parte, y el tiempo de remplazo en caso de disponer de un transformador de reserva, o en caso de no disponerlo.

Las SET móviles que se plantean están montadas sobre carretones de traslado y disponen de la longitud suficiente de cable de 60 kV y de MT para permitir su conexión, en remplazo del transformador trifásico dañado, desde el exterior de

la SET. Es decir no se requiere su ingreso dentro del recinto de la SET, ya que sólo deben conectarse los cables unipolares de AT a los bornes del interruptor

de transformador (lado AT) o a la barra de AT de las SET, y los cables

Alternativas de alimen- Vínculo requerido LA CS TOTAL

tación a SET MAT/AT km km km

Alternativa 1 DT 60 kV Huandoy - DT Chavarría-Caudivilla-Puente Piedra 3,5 0,3 3,8

DT 60 kV Filadelfia - Chavarría 0,9 2,8 3,7

DT 60 kV Chavarría - José Granda 2,6 1,4 4,0

DT 60 kV derivación Chavarría-Caudivilla-Puente Piedra a Comas 0,3 3,5 3,8

Alternativa 2 DT 60 kV Huandoy - DT Chavarría-Caudivilla-Puente Piedra 3,5 0,3 3,8

DT 60 kV Filadelfia - Chavarría 0,9 2,8 3,7

ST 60 kV Filadelfia - Huandoy 2,6 3,7 6,3

ST 60 kV Filadelfia - José Granda 1,3 3,1 4,4

ST 60 kV Chavarría - José Granda 2,6 1,4 4,0

DT 60 kV derivación Chavarría-Caudivilla-Puente Piedra a Comas 0,3 3,5 3,8


7-21


unipolares de MT al interruptor de transformador (lado MT) o a la barra de MT de la SET.

Se efectúan 3 análisis por separado, uno para cada tipo de reserva considerada.

7.4.1 Análisis de la adquisición de una SET móvil de 60/20/10 kV y

40 MVA

Para este caso la Alternativa 1 planteada es la correspondiente a la adquisición y disposición de 1 SET móvil de 60/20/10 kV y 40 MVA de capacidad nominal (para cubrir la zona de Lima y Huaral-Chancay.

Esta SET estará ubicada de manera que en caso de ser requerida, tengan un acceso relativamente fluido a la mayoría de las SET que debe respaldar. La

conexión, como se indicó, puede efectuarse directamente desde la unidad estacionada en la vía pública, mediante cables unipolares flexibles de 60 kV, 20 kV y 10 kV, cuya longitud permite su conexión en la mayoría de las SET

existentes.

La Alternativa 2, consiste en no adquirir las SET Móviles y remplazar el

transformador averiado por alguno de reserva que deberá ser montado en un carretón de traslado, desmontado, dispuesto y conectado mecánica y eléctricamente en la SET de destino.

Los tiempos totales involucrados desde el momento de la falla en el transformador hasta la reposición del servicio estimados para cada alternativa,

son los siguientes:

Alternativa 1: 30 horas

Alternativa 2: 120 horas (5 días completos)

Los cronogramas de ejecución de las tareas para cada alternativa se presentan en las ilustraciones Ilustración 7. y 7.13 siguientes.

Ilustración 7.12: cronograma de reposición del servicio en la alternativa 1

Tiempo total de reposición: 30 horas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

1.- Confirmación de la falla

2.- Coordinación de las tareas

3.- Ejecución Trabajos

- Desc. Trafo Averiado

- Retiro Trafo Averiado

- Traslado y ubicación SET Móvil

- Conexión Eléctrica SET Móvil

- Pruebas eléctricas y funcion.


7-22


Ilustración 7.13: cronograma de reposición del servicio en la alternativa 2


7.4.2 Análisis de la adquisición de un transformador de reserva de 60/20/10 kV y 40 MVA

En este caso la Alternativa 1 corresponde a la adquisición y disposición de 1 transformador de reserva de 60/20/10 kV y 40 MVA de capacidad nominal

(para cubrir la zona de Lima y Huaral-Chancay.

Este transformador estará dispuesto en un predio o depósito de manera que en caso de ser requerido, tengan un acceso relativamente fluido a la mayoría

de las SET que debe respaldar.

La Alternativa 2, consiste en no adquirir el transformador de reserva y en caso

de avería de una unidad iniciar el proceso de adquisición de un transformador de remplazo.

Los tiempos totales involucrados desde el momento de la falla en el

transformador hasta la reposición del servicio estimados para cada alternativa, son los siguientes:

Alternativa 1: 120 horas

Alternativa 2: 2 160 horas (90 días completos)


7.4.3 Análisis de la adquisición de un transformador de reserva de 60/20/10 kV y 25 MVA

El análisis es similar al caso anterior con la única diferencia de la capacidad del transformador considerado.


Tiempo total de reposición: 120 horas

6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 66 72 78 84 90 96 102 108 114 120

1.- Coordinación de tareas

2.- Desc. y retiro trafo averiado

3.- Identificación de trafo reemp.

4.- Desconeccion y carga trafo

5.- Traslado de trafo

6.- Descarga y ubicación trafo

7.- Conexión Elec./Mec. trafo

6.- Pruebas y puesta en serv.

8-1


8. INCORPORACIÓN DE SET MAT/AT Y ALTERNATIVAS DE

ALIMENTACIÓN DE LAS MISMAS

Una vez identificadas y determinadas las instalaciones de AT/MT (SET 60 kV /

MT), de AT (líneas de 60 kV) y de MAT/AT (SET 220/60 kV), se requiere definir la alimentación desde el SEIN de las SET 220/60 kV que son los puntos de inyección de carga al esto del sistema.

En la propuesta inicial del Plan de Obras presentada en setiembre de 2011, se presentaron y analizaron distintas alternativas de conexión de las SET 220/60

kV mediante líneas de 220 kV que las vinculaban al SEIN, incluyendo entre las alternativas 2 propuestas de nuevas SET de 500/220 kV en la zona de Lima Norte, que no resultaron las más económicas debido a los elevados costos de

inversión asignados a estas instalaciones en 500 kV.

En la Observación 34 a la Determinación del SER presentada por el

Osinergmin se indica que Luz del Sur y Edelnor alternativas de nuevos puntos de alimentación a Lima en 500 kV para determinar cual sería la solución óptima conjunta.

Al respecto se efectuó el análisis conjunto, del que se presentan a continuación los criterios utilizados y los resultados obtenidos, incorporándose

el informe completo en el Anexo R de esta propuesta.

Por otra parte se efectuó una adecuación del análisis de las alternativas de alimentación de las SET MAT/AT desde el SEIN presentado en la propuesta

inicial, considerando las modificaciones efectuadas a la proyección de demanda, y al consiguiente desarrollo del SER, y tomando en cuenta lo

indicado en la Observación 37 a la Determinación del SER presentada por el Osinergmin referente a la consideración de los proyectos de refuerzo de las líneas de REP priorizados por el Ministerio de Energía y Minas.

8.1 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA ALIMENTAR LIMA EN 500 KV

El objetivo de este análisis fue que Edelnor y Luz del Sur desarrollaran y

evaluaran en forma conjunta y para un horizonte de largo plazo, alternativas de expansión de la red de muy alta tensión (220 y 500 kV) en el ámbito de la

ciudad de Lima y que influyen en sus sistemas eléctricos.

Las premisas y procedimiento utilizados en el estudio fueron:

Periodo de estudio: 20 años, considerando el 2012 como año 0 (base).

La configuración óptima se determinó considerando únicamente el

sistema eléctrico previsto para el año 20.

El análisis del sistema eléctrico en conjunto se efectuó concentrando las

cargas de todas las subestaciones 220/AT/MT kV de ambas empresas,

en sus respectivas barras de 220 kV.


8-2


Las evaluaciones indicadas en el punto anterior incluyeron cálculos de

flujos de carga, así como la cuantificación de costos de inversión,

operación/mantenimiento y pérdidas.

Una vez definida la configuración óptima para el año final (año 20),

Edelnor y Luz del Sur simularon el desarrollo progresivo de sus

respectivos sistemas eléctricos considerando la configuración óptima

obtenida para el año 20, para la futura o futuras subestaciones de

500/220 kV y sus respectivas líneas de alimentación en 500 kV, y

considerando los años de corte necesarios. En base a ello se recomienda

la secuencia de ingreso y equipamiento progresivo de la futura o futuras

subestaciones de 500/220 kV, así como de sus correspondientes líneas

de alimentación en 500 kV.

Las alternativas evaluadas fueron las siguientes:

Alternativa 1: Una nueva subestación 500/220 kV – denominada

Rímac – ubicada en las colinas entre los distritos de Independencia y

San Juan de Lurigancho.


Cajamarquilla – ubicada a la altura del cruce de las líneas 220 kV La

Planicie – Carabayllo (L-2106 y L-2105) con las líneas 220 kV

Callahuanca – Cajamarquilla (L-2008 y L-2009) y Huinco – Santa Rosa

(L-2001 y L-2002).

Alternativa 3: Una nueva subestación 500/220 kV – denominada Ate –

ubicada a espaldas del Estadio Monumental, distrito de Ate Vitarte.


Huachipa – ubicada en las colinas entre los distritos de San Juan de

Lurigancho y Huachipa.

Alternativa 5: Dos nuevas subestaciones 500/220 kV: La primera

ubicada en las colinas entre los distritos de Independencia y San Juan

de Lurigancho (denominada Rímac); y la segunda, a espaldas del

Estadio Monumental, distrito de Ate Vitarte (denominada Ate).

Alternativa 6: Expansión sólo en 220 kV a partir de las actuales SETs

Planicie y Carabayllo.

Las conclusiones obtenidas del estudio son las siguientes:

1. La alternativa N° 3 resulta la más conveniente para alimentar Lima. Es

decir, resulta más conveniente poner en servicio a futuro la nueva SET

500/220 kV Ate, siempre y cuando en la SET Carabayllo 500/220 kV se

puede instalar adicionalmente al existente, dos bancos de

transformadores (es decir, cuatro bancos de 500/220 kV en total). De


8-3


no ser esto factible, la alternativa factible con menor CMA resulta la N°

4, consistente en poner en operación a largo plazo la nueva SET

500/220 kV Huachipa.

2. De ser factible, la puesta en servicio de la SET Ate 500/220 kV y sus

respectivas líneas de alimentación en 500 kV, se requiere para el año

2022. Si ello no fuera factible, sería necesario poner en servicio la SET

Huachipa 500/220 kV y sus respectivas líneas de alimentación en 500

kV el año 2020.

Se presenta a continuación en la Ilustración 8.1 la configuración final del sistema para la alternativa identificada como óptima.

Ilustración 8.1: configuración del sistema para la alternativa óptima

8.2 ALTERNATIVAS DE ALIMENTACIÓN DE LAS SET MAT/AT DESDE EL SEIN

La alimentación de las SET MAT/AT comprende tanto el refuerzo de las SET existentes como la vinculación con el SEIN de las nuevas SET que se

incorporan.


8-4


Como paso inicial se consideraron los refuerzos priorizados por el ministerio de Energía y Minas para la red de 220 kV de REP en el área de Edelnor.

8.2.1 Refuerzos priorizados por el MEM

Como paso anterior al análisis de alternativas adicionales para la conexión de

las nuevas SET 220/60 kV y 60 kV / MT, se tuvieron en cuenta las siguientes modificaciones en el sistema de 220 kV de Lima norte, propuestos por la

empresa REP y en priorizados por el Ministerio de Energía y Minas:

Repotenciación de la DT en 220 kV Zapallal REP-Ventanilla a una

capacidad máxima de 2 x 300 MVA. Año de ejecución: 2011

Incorporación de un circuito adicional, en DT, paralelo a la línea

existente de 220 kV L 2246, Ventanilla-Chavarría. Año de ejecución:

2011

Los esquemas geográficos y unifilares de los refuerzos mencionados se presentan en las Ilustraciones 8.2 y 8.3.

Ilustración 8.2: esquema geográfico de los refuerzos priorizados por el MEM


8-5


Ilustración 8.3: esquema unifilar de los refuerzos priorizados por el MEM

8.2.2 Necesidad de refuerzo para las SET MAT/AT existentes

En lo referente al refuerzo de las SET existentes se ha identificado, en el análisis de contingencia para la situación N-1, la necesidad de incluir una línea

de respaldo para la SET Barsi a partir del año 2020.

El respaldo se analizó desde distintos puntos en 220 kV: SET Chillón, SET

Santa Rosa, SET Colonial y SET Chavarría, y el único que cumple las condiciones operativas (en situación N-1) es el respaldo desde la SET

Chavarría, por lo que se consideró la incorporación de la línea correspondiente en ese año, con un conductor de AAAC 600 mm2 para el tramo aéreo y de Cu 1 200 mm2 para el tramo subterráneo.

Las longitudes resultantes son de 2,7 km para el tramo aéreo y de 6,6 km para el tramo subterráneo.

8.2.3 Alternativas de alimentación para las nuevas SET 220/60 kV Nueva Jicamarca y Colonial

Al igual que en el caso de los vínculos en 60 kV, se desarrollaron alternativas iniciales de alimentación que fueron revisadas y evaluadas. Como resultado de esa revisión se definieron distintas alternativas factibles eléctricamente para


8-6


evaluar para la conexión de las nuevas SET 220/60 kV Nueva Jicamarca y Colonial.

Las alternativas evaluadas para la conexión de Nueva Jicamarca son las siguientes:

Alternativa 1: conexión en DT de 220 kV desde una derivación de la línea

L2015 Chavarría-Cajamarquilla

Alternativa 2: conexión en DT de 220 kV desde una derivación de la línea

L2002 Santa Roas-Huinco

Alternativas 3, 5 y 6: conexión en DT más ST de 220 kV desde la SET 500/220 kV Carabayllo, considerando conductores de 600, 400 y 500 mm2

Alternativa 4: conexión en DT de 220 kV desde la SET 500/220 kV Carabayllo

Los esquemas geográficos y unifilares de cada alternativa se presentan en las Ilustraciones 8.4 a 8.11.

Ilustración 8.4: alternativa 1 esquema geográfico


8-7


Ilustración 8.5: alternativa 1 esquema unifilar



8-8



Ilustración 8.8: alternativas 3, 5 y 6 esquema geográfico


8-9


Ilustración 8.9: alternativas 3, 5 y 6 esquema unifilar



8-10





Las alternativas evaluadas para la conexión de Colonial son las siguientes:

Alternativa 1: conexión en DT de 220 kV desde una derivación de la línea L2004 Santa Rosa-Chavarría más un refuerzo de una DT desde Santa Rosa

(la conexión inicial no cumple las condiciones operativas a partir del año 2016)

Alternativa 2: conexión en DT de 220 kV desde una derivación de la línea L2005 Chavarría-Barsi más un refuerzo de una DT desde Chillón (la conexión inicial no cumple las condiciones operativas a partir del año 2016)

Alternativas 3: conexión en DT de 220 kV desde Santa Rosa

Alternativa 4: conexión en DT de 220 kV desde la SET 500/220 kV

Carabayllo

Alternativa 5: conexión en DT de 220 kV desde la Nueva Jicamarca (siempre que Nueva Jicamarca está conectada directamente de Carabayllo)

Los esquemas geográficos y unifilares de cada alternativa se presentan en las Ilustraciones 8.12 a 8.21.

Alternativas de alimen- Vínculo requerido LA

tación a Nueva Jicamarca km

Alternativa 1 DT 220 kV deriv. L2015 Chavarría-Cajamarquilla a N.Jicamarca 11,5

Alternativa 2 DT 220 kV derivación L2002 Santa Rosa-Huinco a N.Jicamarca 13,2

Alternativas 3, 5 y 6 DT + ST 220 kV ( AAAC 600, 400 ó 500 ) Carabayllo a N.Jicamarca 12,4

Alternativa 4 DT 220 kV ( AAAC 600 ) Carabayllo a N.Jicamarca 12,4


8-11





8-12





8-13


Ilustración 8.16: alternativas 3 esquema geográfico

Ilustración 8.17: alternativas 3 esquema unifilar


8-14





8-15




Las longitudes requeridas para los vínculos en las distintas alternativas se

presentan en la Tabla 8.2.


8-16



Tomando en cuenta que existe una interrelación entre las conexiones de las

dos SET 220/60 kV, ya que algunas combinaciones no son posbles (como la conexión de Colonial desde Nueva Jicamarca cuando Nueva Jicamarca no está conectada de Carabayllo), las alternativas de análisis a evaluar se plantearon

como las combinaciones posibles de conexión entre las dos SET tal como se indica en la Tabla 8.3.

Tabla 8.2: alternativas de conexión de Nueva Jicamarca y Colonial a evaluar


Alternativas de alimen- Vínculo requerido LA 1 LA 2 CS 1 CS 2

tación a Colonial km km km km

Alternativa 1 DT 220 kV deriv. L 2004 S. Rosa-Chavarría a Colonial + DT S.Rosa-Colonial 2,2 5,6 6,2

Alternativa 2 DT 220 kV deriv. L 2005 Chavarría-Barsi a Colonial + DT Chillon-Colonial 9,5 4,8 7,8

Alternativa 3 DT 220 kV desde Santa Rosa a Colonial 6,2

Alternativa 4 DT 220 kV desde Carabayllo a Colonial 29,0 3,8

Alternativa 5 DT 220 kV desde Nueva Jicamarca a Colonial 15,5 3,8

Descripción de las alternativas Costo de inversión [ mi l lones USD ]

Alimentación a Nueva Jicamarca Alimentación a Colonial

Alternativa 1 (1) DT 220 kV deriv. L2015 Chavarría-Cajamarqui l la a

N.Jicamarca

DT 220 kV deriv. L 2004 S. Rosa-Chavarría a

Colonia l + DT S.Rosa-Colonia l

Alternativa 2DT 220 kV deriv. L2015 Chavarría-Cajamarqui l la a

N.Jicamarca

DT 220 kV deriv. L 2005 Chavarría-Bars i a Colonia l

+ DT Chi l lon-Colonia l


N.JicamarcaDT 220 kV desde Santa Rosa a Colonia l


N.JicamarcaDT 220 kV desde Carabayl lo a Colonia l

Alternativa 5 (1) DT 220 kV derivación L2002 Santa Rosa-Huinco a

N.Jicamarca

DT 220 kV deriv. L 2004 S. Rosa-Chavarría a


Alternativa 6DT 220 kV derivación L2002 Santa Rosa-Huinco a

N.Jicamarca

DT 220 kV deriv. L 2005 Chavarría-Bars i a Colonia l



N.JicamarcaDT 220 kV desde Santa Rosa a Colonia l


N.JicamarcaDT 220 kV desde Carabayl lo a Colonia l

Alternativa 9 (1) DT 220 kV ( AAAC 600 ) Carabayl lo a N.JicamarcaDT 220 kV deriv. L 2004 S. Rosa-Chavarría a


Alternativa 10 DT 220 kV ( AAAC 600 ) Carabayl lo a N.JicamarcaDT 220 kV deriv. L 2005 Chavarría-Bars i a Colonia l


Alternativa 11 DT 220 kV ( AAAC 600 ) Carabayl lo a N.Jicamarca DT 220 kV desde Santa Rosa a Colonia l

Alternativa 12 DT 220 kV ( AAAC 600 ) Carabayl lo a N.Jicamarca DT 220 kV desde Carabayl lo a Colonia l

Alternativa 13DT + ST 220 kV ( AAAC 600 ) Carabayl lo a

N.JicamarcaDT 220 kV desde Nueva Jicamarca a Colonia l





(1) Se consideran las 2 salidas en 220 kV de Santa Rosa encapsuladas por razones de falta de espacio

9-1


9. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS

Para la evaluación de las alternativas óptimas se efectúa la valorización de las instalaciones involucradas en cada alternativa, aplicando los módulos estándar

publicados por el Osinergmin, y posteriormente se determina el costo de Operación y Mantenimiento y el costo de las pérdidas asociadas a cada alternativa durante un horizonte de evaluación de 30 años.

La alternativa para la cual el Valor Presente Neto de los costos totales (inversión, operación y mantenimiento y pérdidas) es el menor, resulta la

alternativa seleccionada.

Las alternativas que se evalúan son las planteadas en los capítulos7 y 8 anteriores, y se resumen en las siguientes:

Alternativas de alimentación a la zona de Comas

Alternativas de alimentación de la zona Huaral-Chancay

Alternativas de alimentación de las nuevas SET AT/MT

Alternativa de adquisición de SET AT/MT móvil de 40 MVA

Alternativa de adquisición de transformador de reserva de 40 MVA

Alternativa de adquisición de transformador de reserva de 25 MVA

Alternativa de alimentación de las SET Nueva Jicamarca y Colonial

9.1 CRITERIOS UTILIZADOS PARA LA EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS

De acuerdo a lo indicado en la Norma publicada por el Osinergmin para el desarrollo de los estudios, se indica que el SER debe determinarse a partir de

la evaluación de distintas alternativas y debe corresponder a la alternativa que constituya la solución de mínimo costo total para el horizonte de evaluación.

El costo total se determina como el valor presente del flujo de egresos en conceptos de costos de inversión, costos de operación y mantenimiento y costo de pérdidas. Las pérdidas a considerar son las pérdidas físicas de

potencia y energía valorizadas a los precios vigentes de barras de referencia de generación.

Tomando en cuenta lo establecido en la Norma se han determinado, para cada una de las alternativas a evaluar, los costos de inversión considerados en el año en que se efectúan, los costos de operación y mantenimiento.

A continuación se describen los criterios utilizados para determinar cada uno de los componentes del costo total de cada alternativa evaluada.


9-2


9.1.1 Costos de Inversión

Para la valorización de las instalaciones en 220 y 60 kV que intervienen en las

alternativas evaluadas, se han utilizado los módulos estándar publicados por el Osinergmin en su Resolución 226/2011 y, para el caso de las SET móviles se han desarrollado y valorizado módulos particulares, a partir de información

disponible.

9.1.2 Costos de Operación y mantenimiento

Los costos de Operación y Mantenimiento de las instalaciones de su transmisión se han determinado aplicando lo indicado en la Resolución 0635-

2007-OS/CD del Osiergmin, según se indica en la Tabla 9.1 siguiente.

Tabla 9.1: costos estándar de OyM para instalaciones de ST

(*) Aplicable solo para celdas de Alimentadores en Media Tensión ubicadas dentro de las subestaciones del sistema de transmisión.

(**) Para el caso de transformadores se debe aplicar el factor correspondiente al nivel de tensión del lado primario.

Estos porcentajes se aplican sobre el costo total de inversión acumulado hasta cada año del período de análisis.

a. VALORIZACIÓN DE LAS PENALIZACIONES POR INCUMPLIMIENTO DE CALIDAD DE SERVICIO

En el caso de la valorización de las alternativas que involucran a las SET móviles, se ha considerado como parte del costo de OyM el costo de las penalizaciones por incumplimiento de los índices de calidad de servicio.

Los datos utilizados para el cálculo de las penalizaciones por incumplimiento de la norma de Calidad de Servicio, en caso de falla de un transformador de

potencia en una SET AT/MT se presentan en la Tabla 9.2 siguiente.

Para Instalaciones % respecto de

Código Costo de

Ubicadas en Nivel de Tensión** Inversión

COMAT Costa Igual o Mayor que 138 kV 3,41%

COAT Costa Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,32%COMT Costa Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 3,71%

SIMAT Sierra Igual o Mayor que 138 kV 2,95%SIAT Sierra Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,19%SIMT Sierra Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 4,48%

SEMAT Selva Igual o Mayor que 138 kV 3,26%SEAT Selva Mayor que 30 kV y menor que 138 kV 3,23%

SEMT Selva Mayor que 1 kV y menor o igual que 30 kV,(*) 4,69%


9-3


Tabla 9.2: datos utilizados para el cálculo de los costos de penalización

El cálculo de la Energía No Suministrada debida a las fallas de transformadores en el SST de Edelnor se determina tomando en cuenta la potencia cortada, sin posibilidad de respaldo, en cada caso, y el tiempo de reposición de la

capacidad plena según cada alternativa (menor en el caso de la existencia de la SET Móvil).

El cálculo de las penalizaciones correspondientes para la falla de un transformador, según las dos alternativas, se presenta en la Tabla 9.3.

Tabla 9.3: cálculo de las penalizaciones por falla de un transformador

Datos de cálculo Lima AD Lima BDHuacho-

Supe

Capacidad de sobrecarga de transformadores 20% 20% 20%

Capacidad de apoyo en ME de SET vecinas 10% 5% 0%

Estado de Carga Transformadores SET sin N-1 95% 95% 95%

Cos fi 0,95 0,95 0,95

Factor de Carga promedio de las SET del área (resp. Pot. Coinc.) 0,72 0,65 0,65

Tiempo de Reposición de Transformador AT/MT sin reserva 2.160 2.160 2.160 [ hs ]

Tiempo de Reposición de Transformador AT/MT con reserva 120 120 120 [ hs ]

Tiempo de Instalación de la SET Móvil 30 30 30 [ hs ]

Participación de la Demnanda en BT sobre Total 64% 64% 64% [ % ]

Cantidad promedio de Interrupciones clientes BT 2,10 2,30 2,30 Int / año-cl i BT

Duración media por Interrupción clientes BT 0,70 1,33 1,33 hs / Int

Longitud promedio del troncal MT de base 1,995 2,400 2,700 km

Longitud Red MT por Alimentador 4,51 4,51 2,50 km

Límite de Cantidad de Interrupciones - Clientes MT 4,00 4,00 4,00 [ int / sem ]

Límite de Cantidad de Interrupciones - Clientes BT 6,00 6,00 6,00 [ int / sem ]

Límite de Tiempo de Interrupción - Clientes MT 7,00 7,00 7,00 [ hs / sem ]

Límite de Tiempo de Interrupción - Clientes BT 10,00 10,00 10,00 [ hs / sem ]

Costo de la Energía No Suministrada 0,35 0,35 0,35 USD / kWh

Tasa de Falla de Transformadores AT/MT 0,020 0,020 0,020 [ fa l las/tr-año ]

Cantidad promedio de trafos en el SST durante el período 35 51 4,2

Módulo de transformación promedio de la SET 40 25 25 MVA

Cantidad de transformadores de la SET 3 2 2 [ # ]


Supe

Determinación de la ENS en caso de falla de un transformador en una SET

Capacidad Firme por SET [(N-1)+20% + Apoyo en MT ] 100 31 30 MVA

Capacidad cortada por falla de 1 transformador 14 16 18 MVA

Potencia cortada por SET en caso de falla de 1 trafo 13 15 17 MW

ENS a clientes BT con falla de 1 trafo - Sin trafo de respaldo 13.316 13.893 14.962 MWh

ENS a clientes MT con falla de 1 trafo - Sin trafo de respaldo 7.490 7.815 8.416 MWh

ENS a clientes BT con falla de 1 trafo - Con tr./respaldo sin SET Móvil 740 772 831 MWh

ENS a clientes MT con falla de 1 trafo - Con tr./respaldo sin SET Móvil 416 434 468 MWh

ENS a clientes BT con falla de 1 trafo - Con SET Móvil 185 193 208 MWh

ENS a clientes MT con falla de 1 trafo - Con SET Móvil 104 109 117 MWh


9-4


Finalmente a partir de la tasa de fallas considerada para los transformadores de potencia, y la cantidad de transformadores en servicio en el SST de Edelnor

cada año del horizonte de planeamiento, se determinan las penalizaciones anuales esperadas por incumplimiento de la norma de calidad de servicio

vigente.

9.1.3 Costos de pérdidas

La determinación de los costos de pérdidas de potencia en los distintos vínculos y transformadores de las diferentes alternativas evaluadas, se han

utilizado las salidas de las corridas de los flujos de carga efectuados para comprobar el cumplimiento de las normas técnicas y operativas vigentes.

En los casos en que no se dispuso de los resultados de las corridas de flujo

para todos los años del horizonte de evaluación se efectuó el cálculo de las mismas interpolando los valores de flujo faltante y calculando las pérdidas


Supe

Costo de compensación por ENS sin trafo de reserva por transformador

Cantidad de Interrup. por semestre con falla de 1 trafo 5,75 5,32 3,13 #

Duración de Interrup. por semestre con falla de 1 trafo 2.161 2.163 2.163 hs

Factor de pondración "E" de la compensación para clientes BT 74,12 74,17 74,17

Factor de pondración "E" de la compensación para clientes MT 106,46 106,43 106,10

Compensación a clientes BT por SET con falla de 1 trafo 345.429.649 360.650.541 388.392.890 USD / trafo

Compensación a clientes MT por SET con falla de 1 trafo 279.098.776 291.104.813 312.522.228 USD / trafo

Compensación total por SET por falla de 1 trafo sin SET Móvil 624.528.425 651.755.354 700.915.119 USD / trafo

Total de fallas de Transformadores en un año 0,70 1,02 0,08 [ fa l las/año ]

Compensación total por año por falla de trafos sin SET Móvil 437.169.898 664.790.461 58.876.870 USD / año


Supe

Costo de compensación por ENS sin SET Móvil por transformador


Duración de Interrup. por semestre con falla de 1 trafo 121 123 123 hs



Compensación a clientes BT por SET con falla de 1 trafo 1.583.434 1.666.451 1.794.640 USD / trafo

Compensación a clientes MT por SET con falla de 1 trafo 1.356.923 1.411.132 1.465.499 USD / trafo

Compensación total por SET por falla de 1 trafo sin SET Móvil 2.940.357 3.077.583 3.260.139 USD / trafo


Compensación total por año por falla de trafos sin SET Móvil 2.058.250 3.139.135 273.852 USD / año


Supe

Costo de compensación por ENS con SET Móvil por transformador


Duración de Interrup. por semestre con falla de 1 trafo 31 33 33 hs



Compensación a clientes BT por SET con falla de 1 trafo 203.649 223.297 240.474 USD / trafo

Compensación a clientes MT por SET con falla de 1 trafo 179.575 192.013 193.238 USD / trafo

Compensación total por SET por falla de 1 trafo con SET Móvil 383.224 415.310 433.712 USD / trafo


Compensación total por año por falla de trafos sin SET Móvil 268.257 423.616 36.432 USD / año


9-5


correspondientes a partir de los parámetros eléctricos de las distintas instalaciones.

A partir del año 10 o 20 del horizonte de evaluación, según la información de base disponible, se consideraron las pérdidas constantes.

Para calcular las pérdidas de energía asociadas a las correspondientes de

potencia y para valorizarlas se utilizaron los siguientes parámetros:

Tiempo equivalente de Pérdidas = 4.000 hs / año

Costo promedio de la energía = 36 [ USD / MWh ]

Costo promedio de la potencia = 10 [ USD / kW-mes ]

9.2 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS TOTALES DE CADA ALTERNATIVA

A partir de los criterios y datos presentados, se efectuó el cálculo de los costos anuales de todas las alternativas planteadas.

El cálculo de los costos totales de cada alternativa se presenta en el archivo Excel adjunto “Edelnor Transm - Eval Alternativas - 26-01-2012.xlsx”.

Los costos totales de cada alternativa se determinan como el valor presente

de los costos anuales, considerando una la tasa de actualización del 12% establecida en la LGE.

Los valores obtenidos para cada grupo de alternativas evaluadas, se presenta en las Tablas 9.4 a 9.10 siguientes.

Tabla 9.4: costos totales (valor presente) de las alternativas de alimentación a

la zona Comas

Costos de Inversión [USD ] Costos de Explo- COSTO

Alimentación de la zona de Comas en 60 KVTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión OyM Pérdidas [ USD ]

Alternativa 1: 1.842.376 0 9.095.087 0 10.937.463 2.373.988 0 13.311.451

Alternativa 2: 0 6.895.073 0 0 6.895.073 1.457.083 1.313.985 9.666.141

COSTO

Alimentación de la zona de Comas en 60 KV TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1: SET Comas 220/60 kV y vínculos en 60 kV desde Comas 13.311.451

Alternativa 2: Vínculos en 60 kV desde Zapallal Rep 220/60 kV 9.666.141


9-6


Tabla 9.5: costos totales (valor presente) de las alternativas de alimentación a la zona Huaral-Chancay

Tabla 9.6: costos totales (valor presente) de las alternativas de alimentación

de las nuevas SET AT/MT


Alimentación de la zona Huaral-ChancayTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL


Alternativa 1: 0 8.543.917 4.769.895 0 13.313.813 4.032.141 3.738 17.349.691

Alternativa 2: 305.225 8.342.836 4.930.609 0 13.578.670 4.116.750 510.723 18.206.143

Alternativa 3: 0 10.607.709 6.752.038 0 17.359.747 5.264.786 343.194 22.967.727

Alternativa 4: 142.438 9.431.596 4.769.895 0 14.343.930 4.340.835 1.377.145 20.061.910

Alternativa 5: 0 19.155.312 0 0 19.155.312 5.744.773 1.524.610 26.424.695

COSTO

Alimentación de la zona Huaral-Chancay TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1: SET 220 kV N en zona desértica (Norte de Huaral) 17.349.691

Alternativa 2: SET 220 kV N en zona agrícola (Norte de Huaral) 18.206.143

Alternativa 3: SET 220 kV N en zona urbana (Huaral) 22.967.727

Alternativa 4: SET 220 kV N contigua a Planta de Sulfato 20.061.910

Alternativa 5: Alimentación en 60 kV desde Zapallal Rep 26.424.695


Alternativas de alimentación a las nuevas SET AT/MTTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL


Alternativa 1: 0 10.108.062 0 0 10.108.062 2.350.345 692.443 13.150.850

Alternativa 2: 0 13.988.821 0 0 13.988.821 3.349.635 346.221 17.684.678

COSTO

Alternativas de alimentación a las nuevas SET AT/MT TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1: Conexión de SET 60 kV / MT Huandoy, Filadelfia y José Granda con doble ternas 13.150.850

Alternativa 2: Conexión de SET 60 kV / MT Huandoy, Filadelfia y José Granda en dos anillos 17.684.678


9-7


Tabla 9.7: costos totales (valor presente) de la alternativa de adquisición de una SET móvil de 40 MVA

Tabla 9.8: costos totales (valor presente) de las alternativa de adquisición de una transformador de respaldo de 40 MVA


Evaluación de SET Móvil de respaldo de 40 MVA - Lima NorteTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión OyM(1) Pérdidas [ USD ]

Alternativa 1: 0 0 0 2.131.633 2.131.633 5.823.264 0 7.954.897

Alternativa 2: 0 0 0 884.957 884.957 39.130.507 0 40.015.464

(1) Incluye el costo de las penalizaciones por apartamieto de los indicadores de calidad

COSTO

Evaluación de SET Móvil de respaldo de 40 MVA - Lima Norte TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1: Adquisición de una SET 60/20/10 kV móvil de 40 MVA de respaldo 7.954.897

Alternativa 2: Sin respaldo móvil para las SET AT/MT pero con transformador de reserva 40.015.464



Evaluación de Transformador de reserva de 40 MVA - Lima NorteTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL


Alternativa 1: 0 0 0 884.957884.957

39.130.507 0 40.015.464

Alternativa 2:0 0 0 0 0 8.238.932.749 0 8.238.932.749


COSTO

Evaluación de Transformador de reserva de 40 MVA - Lima Norte TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1: Adquisición de un transformador 60/20/10 kV de 40 MVA de reserva 40.015.464

Alternativa 2: Sin transformador de reserva 60/20/10 kV de 40 MVA 8.238.932.749(1) Incluye el costo de las penalizaciones por apartamieto de los indicadores de calidad


9-8


Tabla 9.9: costos totales (valor presente) de las alternativa de adquisición de una transformador de respaldo de 25 MVA


Evaluación de Transformador de reserva de 25 MVA - Huacho-SupeTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL


Alternativa 1: 0 0 0 668.147 668.147 2.489.267 0 3.157.414

Alternativa 2: 0 0 0 0 0 491.995.853 0 491.995.853(1) Incluye el costo de las penalizaciones por apartamieto de los indicadores de calidad

COSTO

Evaluación de Transformador de reserva de 25 MVA - Huacho-Supe TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1: Adquisición de un transformador 60/20/10 kV de 25 MVA de reserva 3.157.414

Alternativa 2: Sin transformador de reserva 60/20/10 kV de 25 MVA 491.995.853(1) Incluye el costo de las penalizaciones por apartamieto de los indicadores de calidad


9-9


Tabla 9.10: costos totales (valor presente) de las alternativa de alimentación de las SETs Nueva Jicamarca y Colonial


Alimentación de las SET 220/60 Nueva Jicamarca y ColonialTransmisión Transformación Total tación [USD ] TOTAL


Alternativa 1: 58.033.575 0 0 0 58.033.575 16.007.983 1.051.120 75.092.679

Alternativa 2: 61.216.861 0 0 0 61.216.861 16.878.751 1.725.331 79.820.943

Alternativa 3: 33.141.142 0 0 0 33.141.142 9.198.818 1.051.120 43.391.081

Alternativa 4: 28.211.044 0 0 0 28.211.044 7.850.221 2.960.320 39.021.586

Alternativa 5: 58.478.897 0 0 0 58.478.897 16.145.491 1.187.766 75.812.154

Alternativa 6: 61.662.183 0 0 0 61.662.183 17.016.258 1.861.977 80.540.418

Alternativa 7: 33.586.464 0 0 0 33.586.464 9.336.325 1.187.766 44.110.556

Alternativa 8: 28.656.366 0 0 0 28.656.366 7.987.729 3.096.966 39.741.061

Alternativa 9: 59.038.870 0 0 0 59.038.870 16.318.400 625.107 75.982.377

Alternativa 10: 62.222.156 0 0 0 62.222.156 17.189.168 1.299.317 80.710.641

Alternativa 11: 34.146.437 0 0 0 34.146.437 9.509.235 625.107 44.280.779

Alternativa 12: 29.216.339 0 0 0 29.216.339 8.160.638 2.534.307 39.911.284

Alternativa 13: 28.650.719 0 0 0 28.650.719 8.097.249 4.127.608 40.875.576

Alternativa 14: 27.646.384 0 0 0 27.646.384 7.787.129 3.491.997 38.925.510

Alternativa 15: 28.123.700 0 0 0 28.123.700 7.934.515 2.856.386 38.914.601


9-10


9.3 SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMADE CADA GRUPO

Para cada uno de los grupos de alternativas evaluados se han determinado los costos asociadas a cada una de ellas y se seleccionaran para integrar el SER

aquellas que conformen la solución de mínimo costo.

A continuación se presentan los resultados obtenidos para cada caso.

9.3.1 Alimentación a la zona de Comas

A partir de la evaluación de los costos totales (valor presente de los flujos de egresos durante el horizonte de análisis de 30 años) de las alternativas de

alimentación de la zona de Comas, surge que la de mínimo costo es la de

COSTO

Alimentación de las SET 220/60 Nueva Jicamarca y Colonial TOTAL

[ USD ]

Alternativa 1:Nueva Jicamarca desde deriv. Cajamarquilla-Chavarría ; Colonial desde deriv. Santa

Rosa-Chavarría + DT desde Santa Rosa75.092.679

Alternativa 2:Nueva Jicamarca desde deriv. Cajamarquilla-Chavarría ; Colonial desde deriv. Barsi-

Chavarría + DT Chillón-Barsi79.820.943

Alternativa 3: Nueva Jicamarca desde deriv. Cajamarquilla-Chavarría ; Colonial desde Santa Rosa 43.391.081

Alternativa 4: Nueva Jicamarca desde deriv. Cajamarquilla-Chavarría ; Colonial desde Carabayllo 39.021.586

Alternativa 5:Nueva Jicamarca desde deriv. Santa Rosa-Huinco ; Colonial desde deriv. Santa Rosa-

Chavarría + DT desde Santa Rosa75.812.154

Alternativa 6:Nueva Jicamarca desde deriv. Santa Rosa-Huinco ; Colonial desde deriv. Barsi-


Alternativa 7: Nueva Jicamarca desde deriv. Santa Rosa-Huinco ; Colonial desde Santa Rosa 44.110.556

Alternativa 8: Nueva Jicamarca desde deriv. Santa Rosa-Huinco ; Colonial desde Carabayllo 39.741.061

Alternativa 9:Nueva Jicamarca desde Carabayllo DT AAAC 600 ; Colonial desde deriv. Santa Rosa-

Chavarría + DT desde Santa Rosa75.982.377

Alternativa 10:Nueva Jicamarca desde Carabayllo DT AAAC 600 ; Colonial desde deriv. Barsi-


Alternativa 11: Nueva Jicamarca desde Carabayllo DT AAAC 600 ; Colonial desde Santa Rosa 44.280.779

Alternativa 12: Nueva Jicamarca desde Carabayllo DT AAAC 600 ; Colonial desde Carabayllo 39.911.284

Alternativa 13:Nueva Jicamarca desde Carabayllo DT+ST AAAC 600 ; Colonial desde Nueva

Jicamarca40.875.576


Jicamarca38.925.510


Jicamarca38.914.601


9-11


alimentar la SET 60/20/10 kV Comas desde Zapallal Rep con una doble terna de 60 kV.

9.3.2 Alimentación a la zona de Huaral-Chancay

A partir de la evaluación de los costos totales (valor presente de los flujos de

egresos durante el horizonte de análisis de 30 años) de las alternativas de alimentación de las SET Huaral y Chancay, en la zona del Norte Chico, surge

que la de mínimo costo es la instalación de la SET 220/60 kV Rio Seco en la ubicación de la zona desértica al norte de Huaral y vincularla con las SET Huaral y Chancay y con la Planta de Sulfato con líneas doble terna de 60 kV.

9.3.3 Alimentación de las nuevas SET AT/MT

La alternativa de mínimo costo total (valor presente de los flujos de egresos

durante el horizonte de análisis de 30 años) de este grupo evaluado resulta la alimentación de las nuevas SET Jose Granda y Filadelfia con líneas doble terna

de 60 kV desde la SET Chavarría y de la nueva SET Huandoy con una línea doble terna de 60 kV desde la SET Comas.

9.3.4 Adquisición de la SET móvil de 40 MVA

En este caso, como se ha indicado, las alternativas evaluadas corresponden a

la adquisición o no de la SET Móvil para respaldo en caso de fallas importantes en transformadores instalados en la zona de Lima Norte y de Huaral-Chancay. Los costos totales (valor presente de los flujos de egresos durante el horizonte

de análisis de 30 años) de cada alternativa indican como la óptima la adquisición de las SET móvil de respaldo.

9.3.5 Adquisición de un transformador de reserva de 40 MVA

En este caso, como se ha indicado, las alternativas evaluadas corresponden a

la adquisición o no de un transformador de reserva para el caso de fallas importantes en transformadores instalados en la zona de Lima Norte y de

Huaral-Chancay. Los costos totales (valor presente de los flujos de egresos durante el horizonte de análisis de 30 años) de cada alternativa indican como la óptima la adquisición del transformador de 40 MVA de respaldo.

9.3.6 Adquisición de un transformador de reserva de 25 MVA

En este caso, como se ha indicado, las alternativas evaluadas corresponden a la adquisición o no de un transformador de reserva para el caso de fallas importantes en transformadores instalados en la zona de Huacho-Supe. Los

costos totales (valor presente de los flujos de egresos durante el horizonte de análisis de 30 años) de cada alternativa indican como la óptima la adquisición

del transformador de 25 MVA de respaldo.


9-12


9.3.7 Alimentación de las SET Nueva Jicamarca y Colonial

Para este caso la alternativa de mínimo costo total (valor presente de los

flujos de egresos durante el horizonte de análisis de 30 años) resulta la alimentación de la SET Nueva Jicamarca desde Carabayllo mediante una doble terna más una simple terna de 220 kV, y la alimentación de Colonial desde

Nueva Jicamarca mediante una doble terna de 220 kV.

10-1


10. PLAN DE OBRAS

Para el desarrollo del Plan de obras se consideraron los resultados obtenidos del Planeamiento y evaluación de las alternativas viables desarrolladas en el

capítulo 5 del presente informe sustentadas por las salidas de la modelación del Sistema de Edelnor.

De los resultados del análisis del sistema óptimo se identificaron las

instalaciones necesarias para permitir la posibilidad de ampliación de la máxima capacidad de las SET existentes y se determinaron la capacidad de

transformación saturada durante el periodo 2013 -2022. También se incorporaron las nuevas SET AT/MT para descargar las existentes saturadas.

Posteriormente se evaluó la alimentación de las SET MAT/AT nuevas y

existentes desde el SEIN.

Como resultado de lo mencionado en los puntos anteriores se determinó un

plan de obras de SET de 200/60 kV y de 60/10 kV y los vínculos eléctricos entre las SETs.

10.1 PLAN DE OBRAS 2013 -2022

A los efectos de evaluar el periodo de construcción de obras sobre

instalaciones de Subestaciones y líneas de Alta tensión se identificó primero las distintas etapas que conforman todas las tareas relacionadas desde el

inicio hasta la puesta en servicio de la instalación que se trate.

Tanto para las subestaciones de 220 /60 kV y 60/10 kV se consideró desde la

adquisición del predio donde se instalara la subestación hasta la puesta en servicio de la mismas, incluyéndose la ingeniería básica, evaluación del impacto ambiental, licitación para la adquisición de equipos, ingeniería civil y

electromecánica de detalle, construcción y montaje del equipamiento electromecánico y de control.

De las tareas mencionadas anteriormente se evaluó el periodo de tiempo que consumirá cada una y se elaboró un cronograma para cada obra ya sean para subestaciones como para las líneas aéreas y redes subterráneas.

Los periodos de obra se consideraron diferentes para el caso de las Subestaciones de 220/60 kV y 60/10 kV básicamente por etapas que

consumen menor tiempo de ejecución como la construcción electromecánica y la ingeniería de detalle.

Existen otros ítem que prácticamente tienen la misma incidencia en el tiempo

consumido para efectuar las tareas; por ejemplo los trabajos relacionadas con la adquisición de equipamiento de AT y de Control para el caso de las

Subestaciones, principalmente para los equipos o elementos que sean importados. Para el caso de las líneas de AT ocurre algo similar.

En el caso de la construcción de líneas aéreas o de tendido de cables

subterráneos de AT se estimaron los períodos de obras en función de longitudes tipo por ejemplo menor a 10 km y entre 10 y 20 km. La mayor

10. Plan de Obras

10-2


parte de las líneas aéreas nuevas que deben construirse tienen longitudes menores a 10 km. Como así también se tomó en cuenta la cantidad de ternas

que tenga el vínculo eléctrico.

La mayor parte de las líneas aéreas nuevas que deben construirse tienen longitudes menores a 10 km.

En forma similar a lo que ocurre con las Subestaciones existe un período significativo para el proceso de adquisición del equipamiento electromecánico

y la postación (postes de H° A° o estructuras metálicas) y conductores desnudos para las líneas.

10.1.1 Subestaciones a ser incorporadas al SST durante el periodo en

estudio

Como resultado de los trabajos de planeamiento surgen para la alternativa base la necesidad de incorporación de SET MAT/AT y AT/MT que se indica en la Tabla 10.1 y la Tabla 10.2, donde se muestra el año de ingreso y las

principales características de las mismas.

Tabla 10.1: incorporación de SET MAT/AT

Tabla 10.2: incorporación de SET AT/MT

10.1.2 Líneas a ser incorporadas al SST durante el período en estudio

Los nuevos vínculos eléctricos de 220 kV a instalarse durante el periodo 2013-2020 se requieren para vincular las SET 220/60 kV con el SEIN y entre sí, permitiendo alimentar el incremento de demanda del SST y cumpliendo con

los requisitos operativos vigentes (niveles de tensión y N-1). De la misma manera para la vinculación entre las SET 60/MT existentes y nuevas, y su

Año Empresa Descripción obra

2013 Edelnor Incorporación de SET 220/60/10 kV - 3 x 180 MVA - SET NUEVA JICAMARCA

2013 Conehua Incorporación de SET 220/60/10 kV - 2 x 85 MVA - SET RIO SECO

2015 Edelnor Incorporación de SET encapsulada 220/60/10 kV - 3 x 180 MVA - SET COLONIAL


2014 Edelnor Incorporación de SET 60/20/10 kV - 3 x 40 MVA - SET HUANDOY

2015 Edelnor Incorporación de SET 60/20/10 kV - 3 x 40 MVA - SET COLONIAL

2015 Edelnor Incorporación de SET 60/20/10 kV - 3 x 40 MVA - SET FILADELFIA

2016 Edelnor Incorporación de SET 60/20/10 kV - 3 x 25 MVA - SET COMAS

2017 Edelnor Incorporación de SET 60/20/10 kV - 3 x 40 MVA - SET JOSE GRANDA

2018 Edelnor Incorporación de SET 60/10 kV - 3 x 25 MVA - SET LURIGANCHO

10. Plan de Obras

10-3


alimentación desde las SET 220/60 kV se requiere la instalación de nuevos vínculos en 60 kV (aéreos y/o subterráneos según las características

geográficas y urbanísticas que atraviesan sus trazas).

Los nuevos vínculos de 220 kV y de 60 kV a construirse en el período 2013-2020 se presentan en la Tabla 10.3 y en la Tabla 10.4 respectivamente.

Tabla 10.3: incorporación de nuevos vínculos de transmisión en 220 kV

Tabla 10.4: incorporación de nuevos vínculos de transmisión en 60 kV


2013 Edelnor Línea 220 kV - CARABAYLLO REP-NUEVA JICAMARCA - DT - AAAC 500 - 12,4 km

2015 Edelnor Línea 220 kV - NUEVA JICAMARCA-COLONIAL - DT - AAAC 600 Cu 1200 - 19,3 km

2017 Edelnor Línea 220 kV - By Pass Línea Cajamarquilla-Chavarría-BARSI - DT - Cu 1200 - 0,4 km

2020 Edelnor Línea 220 kV - Celda Liberada Linea a Cajamarquilla-BARSI - ST - AAAC 600 Cu 1200 - 9,3 km

2022 Edelnor Línea 220 kV - CARABAYLLO REP-NUEVA JICAMARCA - ST - AAAC 500 - 12,4 km


2013 Edelnor Línea 60 kV - NUEVA JICAMARCA-JICAMARCA - DT - AAAC 300 Cu 500 - 3,8 km

2013 Conehua Línea 60 kV - RIO SECO-Planta de Sulfato - DT - AAAC 300 - 3,8 km

2013 Edelnor Línea 60 kV - PERSHING-PANDO - ST - Cu 500 - 4 km

2013 Edelnor Línea 60 kV - PERSHING-BARSI - ST - Cu 500 - 8,3 km

2013 Edelnor Línea 60 kV - ZAPALLAL REP-PUENTE PIEDRA - ST - AAAC 300 Cu 500 - 7,4 km

2014 Edelnor Línea 60 kV - HUANDOY-DT Chavarría-Caudivil la-Pte.Piedra - DT - AAAC 300 Cu 500 - 3,8 km

2014 Edelnor Línea 60 kV - RIO SECO-CHANCAY - ST - AAAC 300 - 17,5 km

2014 Edelnor Línea 60 kV - RIO SECO-HUARAL - ST - AAAC 300 Cu 500 - 11,8 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - BARSI-MARANGA - ST - Cu 800 - 3,2 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - COLONIAL-PANDO - DT - AAAC 300 - 2,4 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - COLONIAL-MIRONES - DT - Cu 1200 - 1,7 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - COLONIAL-MIRONES - ST - Cu 1200 - 1,7 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - COLONIAL-TACNA - ST - Cu 500 - 3 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - FILADELFIA-CHAVARRIA - DT - AAAC 300 Cu 500 - 3,7 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - FILADELFIA-TOMAS VALLE - ST - Cu 500 - 3,7 km

2015 Edelnor Línea 60 kV - CHILLON-OQUENDO - ST - AAAC 400 Cu 800 - 6,3 km

2016 Edelnor Línea 60 kV - ZAPALLAL REP-COMAS - DT - AAAC 500 Cu 1200 - 12,3 km

2016 Edelnor Línea 60 kV - COMAS-DT Puente Piedra-Caudivil la - DT - AAAC 300 - 1,3 km

2017 Edelnor Línea 60 kV - COMAS-CAUDIVILLA - ST - AAAC 300 Cu 500 - 2,7 km

2017 Edelnor Línea 60 kV - CHAVARRIA-JOSE GRANDA - DT - AAAC 300 Cu 500 - 4 km

2018 Edelnor Línea 60 kV - NUEVA JICAMARCA-LURIGANCHO - DT - AAAC 300 Cu 500 - 10,8 km

2018 Edelnor Línea 60 kV - INDUSTRIAL-MARANGA - ST - Cu 500 - 3,5 km

2020 Edelnor Línea 60 kV - COMAS-DT Chavarría-Caudivil la-Pte.Piedra - DT - AAAC 300 Cu 500 - 3,8 km

10. Plan de Obras

10-4


10.1.3 Soterramiento y reubicación de tramos de líneas existentes

Además de los nuevos vínculos descritos anteriormente, se solicita al

Osinergmin la aprobación en el Plan de Inversiones 2013-2017 de la reubicación de 1 tramo de línea aérea en 220 kV y el soterramiento de 10 tramos de líneas en 60 kV debido a que no cumplen con las distancias

mínimas de seguridad y se ubican zonas de alta afluencia de público. El sustento a este pedido se presenta en el Anexo I de esta propuesta.

Los tramos de líneas de 220 kV y de 60 kV involucrados se muestran en la Tabla 10.5.

Tabla 10.5: soterramiento y reubicación de tramos de líneas existentes

10.1.4 Incorporación y remplazo de transformadores en SET MAT/AT y

AT/MT

Además de la incorporación de líneas de subtransmisión y de nuevas SET MAT/AT y AT/MT, el plan de obras incluye al repotenciación de las SET en

servicio mediante la incorporación de nuevos transformadores, o el remplazo de los existentes por otros de mayor capacidad. El plan de incorporación y

remplazo de transformadores de potencia en las SET durante el período 2013 – 2022, se presenta en la Tabla 10.6.


2014 Edelnor Reubicación L-2005/2006 Zona Arqueológica Garagay - San Martín de Porres

2014 Edelnor Soterramiento L-661/662 Hospital San José y Lozas Deportivas Municipales - Carmen de la Legua

2014 Edelnor Soterramiento L-697/698 Boulevard de Los Olivos

2014 Edelnor Soterramiento L-621/622 Calle Veracruz - San Martín de Porres

2014 Edelnor Soterramiento L-626_60kV_P.10_P.14 (dar paso a Linea 220kV) - San Martín de Porres

2014 Edelnor Soterramiento L-615/646 Av. La Marina - San Miguel

2014 Edelnor Soterramiento L-625/636 y L-697/698 Puente Megaplaza - Independencia

2014 Edelnor Soterramiento L-615-616 Av. Elmert Faucett cruce con Av. Venezuela

2014 Edelnor Soterramiento L-623 A.H. Los Rieles - Callao

2014 Edelnor Soterramiento L-670-671 Centro Educativo Agropecuario N° 100 - Huaral

2014 Edelnor Soterramiento L-625-636 Club Huayabamba (Av. Alfredo Mendiola cda 33) - Los Olivos

10. Plan de Obras

10-5


Tabla 10.6: incorporación y remplazo de transformadores en SET


2013 Edelnor Reemplazo de transformador 220/60/10 kV de 120 MVA por 180 MVA - SET SANTA ROSA

2013 Edelnor Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 120 MVA - En Stock - SET NUEVA JICAMARCA

2013 Conehua Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 85 MVA - SET RIO SECO

2013 NN Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 30 MVA - SET PARAMONGA NUEVA REP

2013 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - SET CAUDIVILLA

2013 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 40 MVA - SET INDUSTRIAL

2013 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 40 MVA - SET PERSHING

2013 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 40 MVA - SET TOMAS VALLE

2013 Edelnor Reemplazo de transformador 60/20/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET OQUENDO

2013 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 8,75 MVA por 25 MVA - SET CHANCAY

2013 Edelnor Incorporación de transformador de reserva 60/20/10 kV - 40 MVA - SET LIMA NORTE

2013 Edelnor Incorporación de transformador de reserva 60/20/10 kV - 25 MVA - SET HUACHO-SUPE

2014 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - SET JICAMARCA

2014 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 40 MVA - SET BARSI

2014 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 40 MVA - SET HUANDOY

2014 Edelnor Incorporación de transformador móvil de reserva 60/20/10 kV - 40 MVA - SET LIMA NORTE

2015 Edelnor Incorporación de transformador en SET encapsulada 220/60/10 kV - 180 MVA - SET COLONIAL

2015 Edelnor Incorporación de transformador en SET encapsulada 220/60/10 kV - 180 MVA - SET COLONIAL

2015 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - SET SANTA MARINA

2015 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 40 MVA - SET COLONIAL

2015 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 40 MVA - SET FILADELFIA

2015 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - SET VENTANILLA

2016 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 25 MVA - En Stock - SET COMAS

2016 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET CHANCAY

2017 Edelnor Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 120 MVA - SET NUEVA JICAMARCA

2017 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - En Stock - SET ZAPALLAL

2017 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 40 MVA - SET JOSE GRANDA

2017 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET PANDO

2017 Edelnor Reemplazo de transformador 60/20/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET ZARATE

2018 NN Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 30 MVA - SET HUACHO REP

2018 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - En Stock - SET LURIGANCHO

2018 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - En Stock - SET PUENTE PIEDRA

2018 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET MARANGA

2019 Edelnor Reemplazo de transformador 220/60/10 kV de 85 MVA por 180 MVA - SET BARSI

2019 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 25 MVA - En Stock - SET COMAS


2020 Edelnor Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 85 MVA - En Stock - SET ZAPALLAL REP

2020 Edelnor Incorporación de transformador 60/10 kV - 25 MVA - En Stock - SET LURIGANCHO

2020 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 40 MVA - SET HUANDOY

2020 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET CHANCAY

2020 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 6 MVA por 25 MVA - SET ANCON

2021 Edelnor Reemplazo de transformador 220/60/10 kV de 120 MVA por 180 MVA - SET CHILLON

2021 Edelnor Incorporación de transformador 60/20/10 kV - 25 MVA - SET HUACHO


2022 NN Incorporación de transformador 220/60/10 kV - 30 MVA - SET PARAMONGA NUEVA REP

2022 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET MARANGA

2022 Edelnor Reemplazo de transformador 60/10 kV de 25 MVA por 40 MVA - SET PANDO

10. Plan de Obras

10-6


10.1.5 Remplazo de celdas de MAT y AT en SET por corriente de corto

circuito

Se solicita al Osinergmin la aprobación en el Plan de Inversiones 2013-2017 el remplazo de celdas de 220 y 60 kV por superar la corriente de cortocircuito de las SET donde están instaladas la capacidad de diseño de los equipos. El

sustento a este pedido se presenta en el Anexo Q de esta propuesta.

El Plan de Remplazo de celdas de MAT y AT por Icc se presenta en la Tabla

10.7 .

Tabla 10.7: remplazo de celdas de MAT y AT en SET por Icc

10.1.6 Incorporación en el Plan de Inversiones 2013-2017 de celdas

MT no consideradas en el Plan 2009-2013

Edelnor durante los años 2009, 2010 y 2011 instaló celdas MT técnicamente

requeridas para la explotación del servicio y la operación confiable de la distribución de la energía eléctrica, y así también necesarias para llevar

adelante las ampliaciones sobre instalaciones existentes en servicio. Tales celdas no fueron consideradas como parte del Sistema Complementario de Transmisión en las Resoluciones N°s 075 y 141-2009-OS/CD que aprobaron el

Plan de Inversiones de Transmisión para el periodo 2009-2013 y que se pueden agrupar como celdas: de medición, de acoplamiento, de transición y

de alimentadores. Asimismo se prevé instalar otras celdas en los años 2012 y 2013. Se solicita al Osinergmin aprobar las citadas celdas en el Plan de Inversiones 2013-2017, en vista de que el mismo Osinergmin ha manifestado

que no pueden ser dadas de alta como parte del Plan 2009-2013 al no haber sido aprobadas en dicho plan.


2013 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de línea convencional exterior de 220 kV - SET CHAVARRIA

2013 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador convencional exterior de 220 kV - SET CHAVARRIA

2013 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador convencional exterior de 60 kV - SET CHAVARRIA

2013 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador convencional exterior de 220 kV - SET SANTA ROSA

2014 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador compacta exterior de 60 por 138 kV - SET SANTA ROSA

2014 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de acoplamiento compacta exterior de 60 por 138 kV - SET SANTA ROSA

2014 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador compacta exterior de 60 por 138 kV - SET SANTA ROSA

2014 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de acoplamiento compacta exterior de 60 por 138 kV - SET SANTA ROSA

2015 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador convencional interior de 60 kV - SET BARSI

2015 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de transformador convencional interior de 60 kV - SET BARSI

2015 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de acoplamiento convencional interior de 60 kV - SET BARSI

2015 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de línea convencional interior de 60 kV - SET BARSI

2015 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de línea compacta exterior de 60 por 138 kV - SET SANTA ROSA

2016 Edelnor Reeplazo por Icc de celda de línea compacta exterior de 60 por 138 kV - SET SANTA ROSA

10. Plan de Obras

10-7


El detalle y sustento de las celdas mencionadas se presenta en el Anexo J de este informe, y el resumen de las mismas se muestra en la Tabla 10. .

Tabla 10.8: incorporación celdas de MT no consideradas en el Plan 2009-2013


2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET BARSI

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET CANTO GRANDE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Compensador tipo Metal cladd de 10 kV - SET CANTO GRANDE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 10 kV - SET CANTO GRANDE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Transformador tipo Metal cladd de 10 kV - SET CANTO GRANDE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET CHANCAY

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 20 kV - SET CHAVARRIA

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 10 kV - SET CHILLON

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Alimentador tipo Metal cladd de 20 kV - SET HUACHO

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 20 kV - SET HUACHO

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET HUARAL

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET INDUSTRIAL

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Alimentador tipo Metal cladd de 20 kV - SET INFANTAS

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 20 kV - SET INFANTAS

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET MARANGA

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Compensador tipo Metal cladd de 10 kV - SET MARANGA

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 10 kV - SET MARANGA

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET MIRONES

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Compensador tipo Metal cladd de 10 kV - SET MIRONES

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 10 kV - SET MIRONES

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET NARANJAL

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 20 kV - SET OQUENDO

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET PANDO

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Compensador tipo Metal cladd de 10 kV - SET PANDO

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 10 kV - SET PANDO

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 20 kV - SET SANTA MARINA

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 10 kV - SET SUPE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Alimentador tipo Metal cladd de 20 kV - SET SUPE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Medición tipo Metal cladd de 20 kV - SET SUPE

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET UNI

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET ZAPALLAL

2013 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET ZARATE


2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET CAUDIVILLA

2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET INFANTAS



2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET NARANJAL

2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET PERSHING

2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET SANTA MARINA

2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET TACNA

2014 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET TOMAS VALLE

2015 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET CHAVARRIA

2015 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET HUANDOY

10. Plan de Obras

10-8


10.2 RESULTADO DE LA VALORIZACIÓN DEL PLAN DE OBRAS

El Plan de Obras detallado, incluyendo los costos de inversión y de OyM asociados a cada elemento se presenta en los Formularios F-300 que se

anexan a esta propuesta.

A continuación se presenta un resumen de los montos de las obras

resultantes, tanto para el período 2013-2022, como para los primeros 4 años del período, es decir los años 2013-2016.

10.2.1 Montos de obras para el período 2013-2022

Los valores están expresados en dólares (USD).


2015 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET INDUSTRIAL




2015 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET PANDO



2015 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET SANTA ROSA


2015 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET ZARATE


2016 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET CHAVARRIA

2016 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET COLONIAL

2016 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET COMAS




2016 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET OQUENDO



2016 Edelnor Incorporación de Celda de Acoplamiento tipo Metal cladd de 10 kV - SET TACNA


10. Plan de Obras

10-9


Tabla 10.9: monto de obras por SET para el período 2013-2022

SET MAT/AT y AT/MT 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL

ANCON - - - - - - - 876.885 - - 876.885

BARSI 189.428 1.629.916 189.428 - - - - - - - 2.008.771

BARSI 220 - - 538.061 - - - 5.214.251 933.557 - - 6.685.869

CANTO GRANDE 117.107 - - - - - - - - - 117.107

CARABAYLLO REP 220 988.663 - - - - - - - - 494.331 1.482.994

CAUDIVILLA 1.235.949 - - - 171.123 - - - - - 1.407.072

CHANCAY 876.885 145.199 - 1.191.297 - - - 1.191.297 - - 3.404.677

CHAVARRIA 33.948 - 378.855 - 342.246 - - - - - 755.049

CHAVARRIA 220 872.368 - - - - - - - - - 872.368

CHILLON 26.653 - 145.199 - - - - - - - 171.852

CHILLON 220 - - - - - - - - 5.214.251 - 5.214.251

COLONIAL - - 4.905.403 - - - 2.107.233 - 2.107.233 - 9.119.868

COLONIAL 220 - - 26.231.957 - - - - - - - 26.231.957

COMAS - - - 2.323.134 171.123 - 742.293 342.246 - - 3.578.797

FILADELFIA - - 4.783.660 - - - - - - - 4.783.660

HUACHO 141.958 - - - - - - - 1.612.036 - 1.753.994

HUACHO REP 220 - - - - - 1.678.354 - - - - 1.678.354

HUANDOY - 5.601.835 - - - - - 2.107.233 - - 7.709.067

HUARAL - 145.199 - - - - - - - - 145.199

INDUSTRIAL 2.118.551 - - - - 172.042 - - - - 2.290.593

INFANTAS 87.953 - - - - - - - - - 87.953

JICAMARCA 342.246 1.235.949 - - - - - - - - 1.578.195

JOSE GRANDA - - - - 4.736.408 - - - - - 4.736.408

LURIGANCHO - - - - - 2.796.328 - 511.163 - - 3.307.491

MARANGA 66.787 - 172.042 - - 1.369.737 - - - 1.197.695 2.806.262

MIRONES 66.787 - 516.126 - - - - - - - 582.914

NUEVA JICAMARCA 342.246 - - - - 378.855 - - - - 721.101

NUEVA JICAMARCA 220 4.741.848 - 988.663 - 4.480.521 - - - - 494.331 10.705.364

OQUENDO 1.570.532 - 145.199 - - - - - - - 1.715.731

PANDO 238.829 - 344.084 - 1.197.695 - - - - 1.197.695 2.978.304

PARAMONGA NUEVA REP 220 1.678.354 - - - - - - - - 1.678.354 3.356.707

PERSHING 1.982.755 - - - - - - - - - 1.982.755

PUENTE PIEDRA 171.123 - - - - 511.163 - - - - 682.286

RIO SECO - 290.398 - - - - - - - - 290.398

RIO SECO 220 4.948.331 - - - - - - - - - 4.948.331

SANTA MARINA 34.131 - 1.242.587 - - - - - - - 1.276.718

SANTA ROSA 220 5.592.288 924.440 500.793 500.793 - - - - - - 7.518.313

SET FIJA 25 MVA 748.324 - - - - - - - - - 748.324

SET FIJA 40 MVA 991.152 - - - - - - - - - 991.152

SET MOVIL 40 MVA - 2.387.429 - - - - - - - - 2.387.429

SUPE 114.606 - - - - - - - - - 114.606

TACNA - - 172.042 - - - - - - - 172.042

TOMAS VALLE 1.629.916 - 171.123 - - - - - - - 1.801.039

VENTANILLA - - 1.235.949 - - - - - - - 1.235.949

ZAPALLAL REP 189.428 - - 378.855 511.163 - - - - - 1.079.446

ZAPALLAL REP 220 - - - - - - - 845.380 - - 845.380

ZARATE - - - - 1.536.584 - - - - - 1.536.584

10. Plan de Obras

10-10


Tabla 10.10: monto de obras por instalación y sistema para el período 2013-2022

SET MAT/AT y AT/MT 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 24.508.538 12.069.967 41.082.057 4.015.224 11.099.117 6.906.479 8.063.777 5.962.380 8.933.520 5.062.407 127.703.467

TOTAL HUARAL CHANCAY 6.692.854 290.398 1.579.114 - - - - - - - 8.562.366

TOTAL HUACHO SUPE 937.752 - - 378.855 2.047.747 - - 845.380 - - 4.209.734

TOTAL 32.139.143 12.360.365 42.661.172 4.394.079 13.146.864 6.906.479 8.063.777 6.807.760 8.933.520 5.062.407 140.475.567

Lineas AT 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 27.479.471 9.376.079 23.078.821 7.301.725 3.775.862 8.443.588 - 4.994.106 - - 84.449.651

TOTAL HUARAL CHANCAY 1.402.957 4.728.015 - - - - - - - - 6.130.972

TOTAL HUACHO SUPE - - - - - - - - - - -

TOTAL 28.882.427 14.104.094 23.078.821 7.301.725 3.775.862 8.443.588 - 4.994.106 - - 90.580.623

Líneas MAT 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 3.260.564 344.463 24.193.476 - 2.067.995 - - 18.574.422 - 1.882.563 50.323.483

TOTAL HUARAL CHANCAY - - - - - - - - - - -

TOTAL HUACHO SUPE - - - - - - - - - - -

TOTAL 3.260.564 344.463 24.193.476 - 2.067.995 - - 18.574.422 - 1.882.563 50.323.483

TOTAL INSTALACIONES 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 55.248.573 21.790.509 88.354.354 11.316.949 16.942.974 15.350.067 8.063.777 29.530.908 8.933.520 6.944.970 262.476.601

TOTAL HUARAL CHANCAY 8.095.810 5.018.413 1.579.114 - - - - - - - 14.693.338

TOTAL HUACHO SUPE 937.752 - - 378.855 2.047.747 - - 845.380 - - 4.209.734

TOTAL 64.282.135 26.808.922 89.933.468 11.695.804 18.990.721 15.350.067 8.063.777 30.376.288 8.933.520 6.944.970 281.379.672

10. Plan de Obras

10-11


10.2.2 Montos de obras para el período 2013-2016

10. Plan de Obras

10-12


Tabla 10.11: monto de obras por SET para el período 2013-2016

SET MAT/AT y AT/MT 2013 2014 2015 2016 TOTAL 2013-2016

ANCON - - - - -

BARSI 189.428 1.629.916 189.428 - 2.008.771

BARSI 220 - - 538.061 - 538.061

CANTO GRANDE 117.107 - - - 117.107

CARABAYLLO REP 220 988.663 - - - 988.663

CAUDIVILLA 1.235.949 - - - 1.235.949

CHANCAY 876.885 145.199 - 1.191.297 2.213.380

CHAVARRIA 33.948 - 378.855 - 412.803

CHAVARRIA 220 872.368 - - - 872.368

CHILLON 26.653 - 145.199 - 171.852

CHILLON 220 - - - - -

COLONIAL - - 4.905.403 - 4.905.403

COLONIAL 220 - - 26.231.957 - 26.231.957

COMAS - - - 2.323.134 2.323.134

FILADELFIA - - 4.783.660 - 4.783.660

HUACHO 141.958 - - - 141.958

HUACHO REP 220 - - - - -

HUANDOY - 5.601.835 - - 5.601.835

HUARAL - 145.199 - - 145.199

INDUSTRIAL 2.118.551 - - - 2.118.551

INFANTAS 87.953 - - - 87.953

JICAMARCA 342.246 1.235.949 - - 1.578.195

JOSE GRANDA - - - - -

LURIGANCHO - - - - -

MARANGA 66.787 - 172.042 - 238.829

MIRONES 66.787 - 516.126 - 582.914

NUEVA JICAMARCA 342.246 - - - 342.246

NUEVA JICAMARCA 220 4.741.848 - 988.663 - 5.730.511

OQUENDO 1.570.532 - 145.199 - 1.715.731

PANDO 238.829 - 344.084 - 582.914

PARAMONGA NUEVA REP 220 1.678.354 - - - 1.678.354

PERSHING 1.982.755 - - - 1.982.755

PUENTE PIEDRA 171.123 - - - 171.123

RIO SECO - 290.398 - - 290.398

RIO SECO 220 4.948.331 - - - 4.948.331

SANTA MARINA 34.131 - 1.242.587 - 1.276.718

SANTA ROSA 220 5.592.288 924.440 500.793 500.793 7.518.313

SET FIJA 25 MVA 748.324 - - - 748.324

SET FIJA 40 MVA 991.152 - - - 991.152

SET MOVIL 40 MVA - 2.387.429 - - 2.387.429

SUPE 114.606 - - - 114.606

TACNA - - 172.042 - 172.042

TOMAS VALLE 1.629.916 - 171.123 - 1.801.039

VENTANILLA - - 1.235.949 - 1.235.949

ZAPALLAL REP 189.428 - - 378.855 568.283

ZAPALLAL REP 220 - - - - -

ZARATE - - - - -

10. Plan de Obras

10-13


Tabla 10.12: monto de obras por instalación y sistema para el período 2013-2015

10.2.3 Cronogramas de construcción y puesta en servicio de las líneas y SET incluidas en el Plan de Obras

Considerando los tiempos estándares incurridos en el proceso de construcción de las instalaciones tipo sobre subestaciones y líneas de 200 y 60 kV se

elaboró para cada obra un cronograma partiendo de la fecha que debe entrar cada instalación en el sistema. Estos cronogramas se presentan en el Anexo P de esta propuesta.

SET MAT/AT y AT/MT 2013 2014 2015 2016 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 24.508.538 12.069.967 41.082.057 4.015.224 81.675.787

TOTAL HUARAL CHANCAY 6.692.854 290.398 1.579.114 - 8.562.366

TOTAL HUACHO SUPE 937.752 - - 378.855 1.316.607

TOTAL 32.139.143 12.360.365 42.661.172 4.394.079 91.554.759

Lineas AT 2013 2014 2015 2016 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 27.479.471 9.376.079 23.078.821 7.301.725 67.236.095

TOTAL HUARAL CHANCAY 1.402.957 4.728.015 - - 6.130.972

TOTAL HUACHO SUPE - - - - -

TOTAL 28.882.427 14.104.094 23.078.821 7.301.725 73.367.067

Líneas MAT 2013 2014 2015 2016 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 3.260.564 344.463 24.193.476 - 27.798.502

TOTAL HUARAL CHANCAY - - - - -

TOTAL HUACHO SUPE - - - - -

TOTAL 3.260.564 344.463 24.193.476 - 27.798.502

TOTAL INSTALACIONES 2013 2014 2015 2016 TOTAL

TOTAL LIMA NORTE 55.248.573 21.790.509 88.354.354 11.316.949 176.710.384

TOTAL HUARAL CHANCAY 8.095.810 5.018.413 1.579.114 - 14.693.338

TOTAL HUACHO SUPE 937.752 - - 378.855 1.316.607

TOTAL 64.282.135 26.808.922 89.933.468 11.695.804 192.720.329

A-1


ANEXO A: MODELO DE OPTIMIZACIÓN DE ALTERNATIVAS

Por razones de tamaño este Anexo se presenta en un archivo separado de este Informe.

B-1


ANEXO B: SERIES HISTÓRICAS PARA EL PRONÓSTICO DE LA

DEMANDA

Por razones de tamaño este Anexo se presenta en un archivo separado de este

Informe.

C-1


ANEXO C: PRONÓSTICO POR SISTEMA PARA LOS USUARIOS

MENORES


Informe.

D-2


ANEXO D: PRONÓSTICO DE DEMANDA URBANIZACIÓN COLLIQUE


E-1


ANEXO E: INFORME SOBRE POSIBILIDADES DE AMPLIACIÓN EN

SSEE EXISTENTES

Por razones de tamaño este Anexo se presenta en una carpeta con archivos

separada de este Informe.

F-1


ANEXO F: ESQUEMAS UNIFILARES DE SSEE 220/60 KV; 60/10 KV -

NUEVAS Y EXISTENTES



G-1


ANEXO G: ESQUEMAS DE PLANTA GENERAL DE SSEE 220/60/10 KV -

EXISTENTES Y NUEVAS



H-1


ANEXO H: TRAZADO DE RUTA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMSIÓN DE 60

KV Y 220 KV



I-1


ANEXO I: SOTERRAMIENTO EN LÍNEA DE ALTA TENSIÓN POR DISTANCIA MÍNIMA DE SEGURIDAD Y POR ZONA DE ATA

AFLUENCIA DE PÚBLICO


J-1


ANEXO J: INCORPORACIÓN EN EL PLAN DE INVERSIONES 2013-2017 DE CELDAS MT NO CONSIDERADAS EN EL PLAN 2009-

2013


K-1


ANEXO K: SITUACIÓN DE LA ADQUISICIÓN DEL TERRENO PARA LA

SET NUEVA JICAMARCA 220/60 KV


Informe.

L-1


ANEXO L: SUSTENTO DE LAS NUEVAS CONEXIONES (CARGAS

ADICIONALES)


Informe.

M-1


ANEXO M: DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES 220/60 KV Y 60/20/10 EXISTENTES Y SUS POSIBILIDADES DE

AMPLIACIÓN


N-1


ANEXO N: SELECCIÓN DE PREDIOS PARA LAS NUEVAS

SUBESTACIONES


Informe.

O-1


ANEXO O: DEFINICIÓN DE LAS TRAZAS DE AS NUEVAS LÍNEAS MAT Y

AT


Informe.

P-1


ANEXO P: CRONOGRAMAS TÍPICOS DE OBRAS


Q-1


ANEXO Q: CAMBIO DE EQUIPOS 220 Y 60 KV POR ELEVADA

CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO


Informe.

R-1


ANEXO R: EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA ALIMENTAR LIMA


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