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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 199
7.2 CENTRALES GENERADORAS EXISTENTES DEL SEIN
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2/43
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 200
CENTRALES HIDRÁULICAS EXISTENTES DEL SEIN
Central Tensión Potencia Instalada Potencia Efectiva Potencia Reacti va Nº de
kV MVA MW MVAR Grupos
MANTARO 13,8 840,0 631,8 216,0 7
RESTITUCION 13,8 247,5 209,7 130,4 3
CAÑON DEL PATO 13,8 259,6 260,7 51,6 6
CARHUAQUERO 10,0 96,8 95,0 36,0 3
HUINCO 12,5 340,0 247,3 160,0 4
MATUCANA 12,5 160,0 128,6 60,0 2
MOYOPAMPA 10,0 105,0 64,7 37,0 3
CALLAHUANCA_A 8,0 44,0 39,8 17,0 1
CALLAHUANCA_B 6,5 52,5 35,2 19,5 3
HUAMPANI 10,0 44,8 30,2 20,0 2CHIMAY 13,8 180,0 150,9 134,4 2
YANANGO 10,0 49,8 42,6 18,0 1
HUANCHOR 10,0 20,4 19,6 9,2 2
CAHUA 10,0 55,0 43,1 38,0 2
PARIAC 10,0 6,1 4,5 1,7 5
GALLITO CIEGO 10,5 40,0 38,1 21,1 2
ARCATA 0,7 6,4 5,1 3,8 7
YAUPI 13,8 120,0 104,9 52,3 5
MALPASO 6,9 68,0 48,0 40,8 4
PACHACHACA 2,3 15,0 12,3 7,2 4
OROYA 2,3 11,3 8,7 5,4 3
CHARCANI I 5,3 1,8 1,6 1,5 2
CHARCANI II 5,3 0,8 0,6 0,8 3
CHARCANI III 5,3 4,6 3,9 4,2 2
CHARCANI IV 5,3 15,5 15,3 14,3 3
CHARCANI V 13,8 145,4 139,9 98,3 3
CHARCANI VI 5,3 9,0 8,9 6,4 1
HERCCA 2,3 1,0 1,0 1,1 2
MACHIPICCHU 13,8 92,3 85,8 48,6 2
ARICOTA I 10,5 23,8 22,5 14,8 2
ARICOTA II 10,5 11,9 12,4 7,4 1
SAN GABAN II 13,8 112,9 113,1 73,5 2
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 201
CENTRALES TÉRMICAS EXISTENTES DEL SEIN
CENTRALTensión
(kV)
PotenciaInstalada
(MVA)
PotenciaEfectiva
(MW)
PotenciaReactiva
(MVAR)
Nº DeGrupos
Empresa
TUMBES 10,0 18,3 18,2 11,3 DIESEL ELECTROPERU
YARINACOCHA 10,0 32,0 23,8 19,2 DIESEL ELECTROPERU
VENTANILLA (TG-3) 16,0 192,0 164,1 90,0 TG ETEVENSA
VENTANILLA (TG-4) 16,0 192,0 160,5 90,0 TG ETEVENSA
MALACAS (G-1) 13,8 18,0 14,9 5,0 TG EEPSA
MALACAS (G-2) 13,8 18,0 15,0 5,0 TG EEPSA
MALACAS (G-3) 13,8 18,0 15,1 5,0 TG EEPSA
MALACAS (G-4) 13,8 101,3 97,4 64,0 TG EEPSA
WESTINGHOUSE (TG-7) 13,8 150,0 121,3 36,0 TG EDEGEL
SANTA ROSA (UTI-5) 13,8 70,1 52,0 10,0 TG EDEGEL
SANTA ROSA (UTI-6) 13,8 70,1 53,8 16,0 TG EDEGEL
SAN NICOLAS (TV-1) 13,8 22,1 19,5 11,6 TV EDEGEL
SAN NICOLAS (TV-2) 13,8 22,1 19,5 11,8 TV SHOUGESA
SAN NICOLAS (TV-3) 13,8 22,1 26,5 16,0 TV SHOUGESA
SAN NICOLAS (CUMMINS) 13,8 29,4 1,2 0,8 DIESEL SHOUGESA
PACASMAYO (SUL) 6,3 1,3 23,0 5,9 DIESEL SHOUGESA
PACASMAYO (MAN) 2,3 23,0 1,6 1,0 DIESEL ENERGIA PACASMAYO
PIURA-CT-(GMT-2) 10,0 1,6 4,7 3,8 DIESEL ENERGIA PACASMAYO
PIURA-CT-(MIRRL-1) 10,0 6,3 4,6 3,8 DIESEL EGENOR
PIURA-CT-(MIRRL-4) 4,8 6,3 1,2 0,9 DIESEL EGENOR
PIURA-CT-(MIRRL-5) 4,8 1,7 2,0 1,3 DIESEL EGENOR
PIURA-CT-(SWD) 4,8 2,9 1,9 1,4 DIESEL EGENOR
PIURA-CT-(MAN) 10,0 3,0 5,6 3,8 DIESEL EGENORPIURA-TG-(MS-5000) 10,0 7,1 7,7 4,6 DIESEL EGENOR
PIURA-CT-(GMT-2) 10,0 11,0 21,1 13,7 TG EGENOR
CHICLAYO O. (GMT-1) 10,5 26,3 4,3 3,1 DIESEL EGENOR
CHICLAYO O. (GMT-2) 10,5 6,4 4,5 3,1 DIESEL EGENOR
CHICLAYO O. (GMT-3) 10,5 6,4 4,5 3,0 DIESEL EGENOR
CHICLAYO O. (SUL-1) 10,5 6,3 5,9 3,1 DIESEL EGENOR
CHICLAYO O. (SUL-2) 10,5 7,1 5,8 3,1 DIESEL EGENOR
SULLANA (ALCO-1) 4,2 7,1 2,3 1,7 DIESEL EGENOR
SULLANA (ALCO-2) 4,2 3,1 2,5 1,7 DIESEL EGENOR
SULLANA (ALCO-3) 4,2 3,1 2,2 1,7 DIESEL EGENOR
SULLANA (ALCO-4) 4,2 3,1 2,1 1,7 DIESEL EGENOR
SULLANA (ALCO-5) 4,2 3,1 2,0 1,7 DIESEL EGENORPAITA (SKODA-1) 2,4 1,4 0,9 0,7 DIESEL EGENOR
PAITA (SKODA-2) 2,4 1,4 0,9 0,7 DIESEL EGENOR
PAITA (SKODA-3) 2,4 1,4 0,9 0,7 DIESEL EGENOR
PAITA (EMD-1) 4,2 3,3 2,1 1,7 DIESEL EGENOR
PAITA (EMD-2) 4,2 3,3 2,1 1,7 DIESEL EGENOR
PAITA (EMD-3) 4,2 3,3 2,2 1,7 DIESEL EGENOR
CHIMBOTE (TG-1) 13,2 27,4 22,4 17,1 TG EGENOR
CHIMBOTE (TG-2) 13,2 27,4 22,8 17,1 TG EGENOR
CHIMBOTE (TG-3) 13,2 26,2 22,2 17,1 TG EGENOR
TRUJILLO (TG-4) 10,0 27,4 21,7 17,1 TG EGENOR
TRUPAL 4,2 16,0 13,9 8,4 TV EGENOR
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 202
CENTRALTensión
(kV)
PotenciaInstalada
(MVA)
PotenciaEfectiva
(MW)
PotenciaReactiva(MVAR)
Nº DeGrupos
Empresa
AGUAYTIA TG1 13,8 119,2 78,2 77,5 TG TERMOSELVA
AGUAYTIA TG2 13,8 119,2 78,1 77,5 TG TERMOSELVA
CHILINA - ZULSER1 10,4 5,2 5,1 3,1 DIESEL EGASA
CHILINA - ZULSER2 10,4 5,2 5,2 3,2 DIESEL EGASA
CHILINA - VAPOR 2 10,4 9,4 6,8 5,1 TV EGASA
CHILINA - VAPOR 3 10,5 11,8 10,1 5,7 TV EGASACHILINA - CICLOCOMBINADO 13,8 23,5 18,7 11,4 TG EGASA
MOLLENDO - MIRRLESS1 13,8 10,6 10,5 6,4 DIESEL EGASA
MOLLENDO - MIRRLESS2 13,8 10,6 10,6 6,5 DIESEL EGASA
MOLLENDO - MIRRLESS3 13,8 10,6 10,4 6,4 DIESEL EGASA
MOLLENDO - TGM1 13,8 45,0 35,2 26,6 TG EGASA
MOLLENDO - TGM2 13,8 45,0 35,8 27,0 TG EGASA
DOLORESPATA - SULZER 11,0 3,1 2,9 2,1 DIESEL EGEMSA
DOLORESPATA - ALCO 4,2 5,0 3,4 2,9 DIESEL EGEMSA
DOLORESPATA - GM 4,2 7,5 5,4 4,5 DIESEL EGEMSA
CALANA 10,5 25,6 25,3 19,2 DIESEL EGESUR
MOQUEGUA 4,2 1,0 0,8 0,7 DIESEL EGESUR
ILO1 TV 13,8 154,0 145,1 92,8 TV ENERSUR
ILO1 - CATKATO 4,2 3,3 3,2 2,9 DIESEL ENERSUR
ILO1 TG 13,8 81,7 70,3 50,8 TG ENERSUR
ILO2 17,0 145,0 141,1 87,4 CARBON ENERSUR
TINTAYA 4,2 18,0 16,7 10,6 DIESEL SAN GABAN
BELLAVISTA - MAN 10,0 5,4 3,6 3,3 DIESEL SAN GABANBELLAVISTA - ALCO yDEUTZ 2,4 3,2 2,1 2,0 DIESEL SAN GABANTAPARACHI - SKODA yMAN 2,4 5,7 3,6 7,4 DIESEL SAN GABAN
TAPARACHI - MAN 4 10,5 3,1 1,8 0,9 DIESEL SAN GABAN
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 203
7.3 LINEAS DE TRANSMISION EXISTENTES DEL SEIN
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 205
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN
Desde Hasta Tensión Long itudkV km
Puno Moquegua 220 196,6Aguaytia Tingo María 220 73,3
Callahuanca Pachachaca 220 72,6
Callahuanca Pachachaca 220 72,6
Campo Armiño Huancavélica 220 67,0Huayucachi Campo Armiño 220 79,6
Pachachaca Campo Armiño 220 195,1
Pachachaca Campo Armiño 220 195,1
Campo Armiño Pomacocha 220 192,3
Campo Armiño Pomacocha 220 192,2Campo Armiño Restitución 220 1,6
Campo Armiño Restitución 220 1,6Campo Armiño Restitución 220 1,6Carhuamayo Oroya Nueva 220 75,5
Carhuamayo Paragsha 220 42,2
Carhuamayo Yuncan 220 53,2
Chimay Yanango 220 40,0Edegel Callahuanca 220 0,6
Edegel Chavarria 220 55,4
Matucana Edegel 220 22,5
Oroya Nueva Pachachaca 220 21,6
Pachachaca Pomacocha 220 13,5Pachachaca Yanango 220 89,4
Paragsha Vizcarra 220 123,9Cajamarquilla Edegel 220 36,4Tingo María Vizcarra 220 173,7
Vizcarra Antamina 220 52,1
Vizcarra Paramonga Nueva 220 145,3
Cahua Paramonga existente 138 63,4Cahua Paramonga existente 138 63,4
Chimbote 1 Cañón del Pato 138 84,0
Chimbote 1 Cañón del Pato 138 84,0
Chimbote 1 Cañón del Pato 138 84,0
Paramonga existente Paramonga Nueva 138 9,4Botiflaca Moquegua 138 30,8
Botiflaca Moquegua 138 32,5Aricota 1 Toquepala 138 35,5Push Back Botiflaca 138 27,0
Chilina Santuario 138 17,7
Cerro Verde Repartición 138 23,0
Ilo 1 Moquegua 138 58,5Ilo 1 T Ilo 1 138 4,6
Ilo Electrosur T Ilo 1 138 9,8
Jesús Socabaya 138 10,0Mill Site Push Back 138 5,0
Mill Site Quebrada Honda 138 28,0Mollendo Repartición 138 64,0
Moquegua Mill Site 138 38,7Moquegua Toquepala 138 38,7Quebrada Honda Ilo Electrosur 138 62,5
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 206
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN
Desde Hasta Tensión Long itudkV km
Refinería Ilo Ilo 1 138 9,8Refinería Ilo T Ilo 1 138 2,6
Santuario Jesús 138 10,7
Santuario Socabaya 138 20,7
Socabaya Cerro Verde 138 10,8Socabaya Cerro Verde 138 10,8
Toquepala Mill Site 138 0,5
Aguaytia Pucallpa 138 131,0
Aucayacu Tingo María 138 44,4
Tocache Aucayacu 138 109,9Caripa Carhuamayo 138 53,5
Oroya Nueva Caripa 138 20,5Paragsha Carhuamayo 138 39,7Yuncan Carhuamayo 138 53,2
Paragsha 1 Paragsha 2 138 1,6
Paragsha 2 Huanuco 138 86,2
Tingo María Huanuco 138 89,4Yaupi Yuncan 138 14,0
Ayaviri Azángaro 138 42,4
Azángaro Juliaca 138 78,2
San Gabán Azángaro 138 159,3
Azángaro San Rafael 138 89,3Cachimayo Dolorespata 138 13,5
CAELP138 Machupichu 138 75,6CAELP138 Quencoro 138 23,7Callali Santuario 138 83,4
Cachimayo Machupichu 138 78,5
Combapata Tintaya 138 101,1
Dolorespata Quencoro 138 8,3Juliaca Puni 138 37,0
Quencoro Combapata 138 87,5
San Gabán San Rafael 138 76,5
Tintaya Ayaviri 138 82,5
Tintaya Callalli 138 96,3
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8/20/2019 C.H PLATANAL
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 207
7.4 FICHAS DE PROYECTOS HIDRÁULICOS
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 208
CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PLATANAL
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Lima
Provincia : Cañete y Yauyos
Lugar : El Platanal
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El Proyecto de la C.H. El Platanal cuenta conestudios a nivel de factibilidad. La concesión
definitiva del proyecto integral ha sido fraccionadoen dos concesiones CH El Platanal de 220 MW yCH Morro de Arica de 50 MW, modificando loscalendarios de obra de las centrales.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
La Primera Etapa del proyecto integral en lacuenca del río Cañete, es decir la C.H. G1 El Platanal contará con embalses de regulación en la lagunaPaucar Cocha, con un volumen de 70 x 106 m3 y el embalse de regulación horaria en la captaciónCapillucas de 1,75 x 106 m3.
En su primera etapa, el proyecto considera la instalación de una central de 220 MW de las siguientes
características:
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 220 Caída (m) 578
Energía media Anual (GW.h) 1 100 Volumen reservorio (MMm3) 1,75
Caudal de diseño (m3/s) 43,5 Tipo de turbina Pelton
Factor de Planta (%) - N° de Unidades 2
El proyecto integral contempla, una segunda etapa, la cual considera la instalación de la CH. G2 Morro de Arica de 50 MW, que utilizará el embalse Morro de Arica de 244 x 106 m3
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
48 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2010.
• COSTOS DE INVERSIÓN
Para el proyecto CH Platanal solamente, el costo de inversión estimado asciende a US $ 246,21 millones.
• ENTIDAD A CARGO
Empresa de Generación Eléctrica El Platanal S.A.
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 209
CH. MACHUPICCHU (Segunda Fase)1
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Cusco
Provincia : Urubamba
Lugar : Machupicchu
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto de rehabilitación de la segunda fase de laC.H Machupicchu cuenta con estudio de factibilidad
aprobado por MEM. Cuenta con la declaración deviabilidad económica por parte del Ministerio deEconomía y Finanzas. Actualmente se encuentra enproceso de licitación pública internacional.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
En la primera fase (1998-2000) se desarrollaron varias obras tales como: Ampliación del túnel de aducción,cruce del río Vilcanota con tuberías de concreto, un nuevo túnel de descarga, así como obras derecuperación de la caverna de la sala de máquinas.
Estas obras a la fecha permiten el acceso por el túnel de aducción de hasta 50m3/seg. Caudal que permiteoperar los tres grupos Pelton ya instalados con 90MW de potencia instalada y añadir el nuevo grupo de la
Segunda Fase de 71 MW.Con la ejecución de la Segunda Fase, EGEMSA recién estaría utilizando al 100% su capacidad instalada,ya que con la primera fase solo se utiliza un 60% de la infraestructura.
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 71 Caída (m) 370
Energía media Anual (GW.h) - Volumen reservorio (MMm3) -
Caudal de diseño (m3/s) 25 Tipo de turbina Pelton
Factor de Planta - N° de Unidades 1
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2010.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 41,4 millones sin considerar su mecanismo deevacuación.
• ENTIDAD A CARGO
Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA).
1 Se formalizará con la modificación de la concesión de la central hidroeléctrica Machupicchu Primera Fase
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 210
CENTRAL HIDROELÉCTRICA OLMOS I
• LOCALIZACION
Departamento : Lambayeque
Provincia : Lambayeque
Lugar : A 15 km de Olmos
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACION DEL PROYECTO
El esquema de desarrollo del Proyecto Olmos estábasado en la captación, regulación y trasvase derecursos hídricos del río Huancabamba y de otrosríos de la cuenca amazónica para su empleo en lageneración hidroeléctrica y su posterior utilizaciónpara la irrigación de tierras de la RegiónLambayeque, en la cuenca del Pacífico.
El desarrollo del Proyecto se basa en los Estudiosde Factibilidad y Definitivos del Proyecto Olmos,desarrollados por las empresas soviéticas "Technopromexport" y "Selkhozpromexport", por encargo delEstado Peruano.
El Gobierno Regional de Lambayeque, es el encargado de convocar el concurso para seleccionar al
adjudicatario que estaría apto para obtener la Concesión de Generación Eléctrica. La entidad encargada deeste proceso de selección es el Proyecto Especial Olmos Tinajones – PEOT.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTOLas características del proyecto, según información proveniente del Proyecto Especial Olmos Tinajones –PEOT son las siguientes:Potencia Instalada : 120 MWGeneración Media AnualSolo río Huancabamba : 670 GWhIncluyendo Tabaconas y Manchara : 1160 GWhIncluyendo afluentes del Huancabamba : 2010 GWh
Túnel a Presión : D = 4,8 m – L = 3 701 m
Tubería Forzada : L = 785,31 m (Planta) – ángulo = 40ºCaída de Diseño : 377,5 m• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
36 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2010.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 80,02 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 211
CENTRAL HIDROELÉCTRICA TARUCANI
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Arequipa
Provincia : Caylloma
Distrito : Lluta
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
Mediante la Resolución Suprema N° 125-2001-EM, publicada el 21 de julio de 2001, se aprobó la
concesión definitiva para la central hidroeléctricaTarucani, y se aprobó el Contrato de Concesión N°190-2001, cuya fecha de culminación de obrasinicialmente estaba previsto para el mes dediciembre de 2004.
Posteriormente, mediante la Resolución SupremaN° 033-2006-EM, publicada el 07 de julio de 2006, se aprobó la modificación del Contrato, consistente enla ampliación de plazo para ejecutar las obras y la puesta en servicio de la central y cambios en suscaracterísticas técnicas.
Los estudios del proyecto se encuentran a nivel de estudios definitivos. Este proyecto aprovecha elcaudal de la Quebrada de Huasamayo-Querque en la desembocadura del túnel terminal del Proyecto
Majes.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 50 Caída (m) 324
Energía media Anual (GW.h) 418 Volumen reservorio (MMm3) -
Caudal de diseño (m3/s) 17 Tipo de turbina Francis
Factor de Planta (%) - N° de Unidades 1
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
24 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2011.
• COSTO DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 55,59 millones.
• TITULAR DE LA CONCESIÓN DEFINITIVA
Tarucani Generating Company S.A.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 212
C.H. SANTA TERESA
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Cusco
Provincia : Urubamba
Lugar : Santa Teresa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
Este proyecto cuenta con el nivel de Prefactibiblidad
aprobado por el MINEM. El estudio de Factibilidadse encuentra en proceso de elaboración, seconsidera que este proyecto debe ser promocionadopor PROINVERSION.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
Con el fin de aprovechar a plenitud el potencial energético de la zona de Machupicchu, la central de SantaTeresa es un proyecto de generación aguas abajo de la descarga de la actual C.H. Machupicchu, en ellugar denominado Santa Teresa.
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 110 Caída (m) 200Energía media Anual (GW.h) 821 Volumen reservorio (MMm3) -Caudal de diseño (m3/s) 65 Tipo de turbina FrancisFactor de Planta - N° de Unidades 1
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
53 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2012.
• COSTOS DE INVERSIÓN
El costo de inversión estimado asciende a US $ 72,3 millones.
• ENTIDAD A CARGO
PROINVERSION
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 213
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CHEVES
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Lima
Provincia : Huaura
Distrito : Sayan
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con estudios preliminareselaborados por la asociación Statkraf Engineering
Fichtner en 1998. Actualmente tiene concesióndefinitiva, y se encuentra en trámite la modificaciónde esta concesión, a fin de reducir la potenciainstalada.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
Las características del proyecto son las siguientes:
Potencia Instalada : 158,6 MW
Generación Media Anual : 825 GWh
Caudal de diseño : 35 m³/s
Factor de planta : 59,4
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCIÓN
38 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2014.
• COSTO DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 146,5 millones
• TITULAR DE LA CONCESIÓN DEFINITIVA
Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 214
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SANTA RITA
• LOCALIZACION
Departamento : Ancash
Provincias : Pallasca, Santa y Corongo
Distritos : Santa Rosa, Macate y Bambas
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACION DEL PROYECTO
Mediante resolución suprema N° 002-2006-EM, confecha 5 de enero de 2006, el Ministerio de Energía y
Minas otorgó concesión definitiva a favor deElectricidad Andina SA para desarrollar la actividadde generación de energía eléctrica.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 174 Caída (m) 207
Energía media Anual (GW.h) 1 000 Volumen reservorio (MMm3) -
Caudal de diseño (m3/s) 93 Tipo de turbina -
Factor de Planta (%) 72 N° de Unidades 3
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
31 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2014.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 137,6 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 215
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN GABÁN I
• LOCALIZACION
Departamento : Puno
Provincia : Carabaya
Distrito : Ollachea
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACION DEL PROYECTO
Mediante resolución suprema N° 004-2004-EM, confecha 3 de febrero de 2004, el Ministerio de Energía y
Minas otorgó concesión definitiva a favor de laEmpresa de Generación Macusani SA paradesarrollar la actividad de generación de energíaeléctrica.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 120 Caída (m) 547
Energía media Anual (GW.h) 725 Volumen reservorio (MMm3) -
Caudal de diseño (m3/s) 12,75 Tipo de turbina Pelton
Factor de Planta (%) - N° de Unidades 2
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
42 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2014.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 141,51 millones.
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 216
CENTRAL HIDROELÉCTRICA PUCARÁ
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Cuzco
Provincia : Canchas y Sicuani
Distrito : San Pablo
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con concesión definitiva degeneración, otorgada mediante la Resolución
Suprema N° 030-2003-EM, publicada el 21 deagosto de 2003, la misma que aprobó el Contratode Concesión N° 211-2003, según el cual lasobras y la puesta en servicio de la central debíaefectuarse en noviembre de 2008.
Los estudios del proyecto se encuentran a nivel deestudios de factibilidad. Este proyecto aprovecha el caudal de los ríos Urubamba, Acco y Salcca.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 130 Caída (m) 475Energía media Anual (GW.h) 900 Volumen reservorio (MMm3) 240
Caudal de diseño (m3/s) 30 Tipo de turbina -
Factor de Planta (%) - N° de Unidades -
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
26 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Se estima para el año 2015.• PRESUPUESTO
El costo de inversión estimado asciende a US $ 136,4 millones.
• TITULAR DE LA CONCESIÓN DEFINITIVA
Empresa de Generación Hidroeléctrica del Cuzco S.A. – EGECUZCO.
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 217
CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA VIRGEN
• LOCALIZACION
Departamento : Junín
Provincia : Chanchamayo
Distrito : San Ramón
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACION DEL PROYECTO
Mediante resolución suprema N° 060-2005-EM,con fecha 12 de octubre de 2005, el Ministerio de
Energía y Minas otorgó concesión definitiva a favorde Peruana de Energía S.A. para desarrollar laactividad de generación de energía eléctrica.
La energía generada será entregada al SEIN en laSSEE Caripa mediante una Línea de Transmisiónen 138 kV de 62 km de longitud. Topológicamentees una central en cascada ya que usa las aguas turbinadas de la CH Yanango. El 04 de agosto de 2006,Peruana de Energía S.A. ha solicitado modificación de su Contrato de Concesión, debido a la ampliación de lapotencia instalada (64 MW) de la central hidroeléctrica La Virgen, originalmente prevista en 58 MW, yampliación de plazo de ejecución de obras. Esta solicitud se encuentra en evaluación.
•
CARACTERISTICA DEL PROYECTO
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 58 Caída (m) 348
Energía media Anual (GW.h) 385 Volumen reservorio (MMm3) -
Caudal de diseño (m3/s) 20 Tipo de turbina -
Factor de Planta (%) 70 N° de Unidades 1
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
27 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Se estima para el año 2015.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 56,4 millones.
• TITULAR DE LA CONCESIÓN
Peruana de Energía S.A.A.
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 218
CENTRAL HIDROELÉCTRICA QUITARACSA
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Ancash
Provincia : Huaylas
Lugar :Quitaracsa Pueblo
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto de la central Hidroeléctrica Quitaracsatiene estudios a nivel de factibilidad. A la fecha el
concesionario viene realizando gestiones paraobtener el financiamiento necesario.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
CENTRAL
Potencia Instalada (MW) 112 Caída (m) 928
Energía media Anual (GW.h) 720 Volumen reservorio (MMm3) 0,25
Caudal de diseño (m3/s) 14 Tipo de turbina Pelton
Factor de Planta (%) 56 N° de Unidades 2
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
39 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Se estima para el año 2015.
• COSTOS DE INVERSIÓN
El costo de inversión estimado asciende a US $ 94,79 millones.• ENTIDAD A CARGO
Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica.
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PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 219
7.5 FICHAS DE PROYECTOS TERMICOS
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 220
UNIDAD TURBOGAS NORTE
• LOCALIZACIÓN
Departamento : TumbesProvincia : Villar
Lugar : Zorritos
• SITUACIÓN DEL PROYECTOCon Resolución Directoral N° 498 – 2006 –
MEM/AAE, del 23 Agosto de 2006, la
Dirección General de Asuntos Ambientales
Energéticos (DGAAE) aprobó el Estudio de
Impacto Ambiental (EIA) de la CentralTermoeléctrica de Tumbes. El mencionado
documento constituye uno de los requisitos
para el otorgamiento de la Autorización
mediante Resolución Ministerial.
La etapa constructiva del proyecto, comprende básicamente la instalación una planta
termoeléctrica a gas natural de una capacidad de 150 MW, dicho proyecto se enmarca dentro
del mega proyecto de explotación de hidrocarburos del Lote Z-1, a cargo de la Empresa BPZ
Energy, Sucursal Perú.
El proyecto entregará la potencia generada mediante la interconexión a una línea de transmisión
de 220 kV perteneciente al SEIN.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRALPotencia Instalada : 150 MW
N° de Turbinas : 1 Unidades
N° de Generadores : 1 Unidades
Requerimiento de Gas natural : 40 millones de pies cúbicos diarios
• TIEMPO ESTIMADO DE CONSTRUCCIÓNSe estima que el tiempo de construcción será de 6 meses a partir del inicio de las obras.
• ENTIDAD A CARGOEmpresa BPZ Energy, Sucursal Perú
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIOEstimado para el año 2008.
• COSTO DEL PROYECTOEl costo estimado del proyecto asciende a US$ 42 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 221
UNIDAD TURBOGAS – CICLO ABIERTO
• LOCALIZACIÓNDepartamento : Lima
Provincia : Cañete
Lugar : Chilca
• SISTEMASistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
Uidades Ciclo cominado que operará con gasnatural de Camisea. Se espera que este
proyecto entre en operación a partir del año
2007 en adelante.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRALLas características más importantes son:
Tipo de Generación : Ciclo Abierto
Número de Unidades : 1 TG
Tipo de Combustible : Gas natural/ Diesel 2Capacidad efectiva
Mínimo Técnico : 42.9 MW
Plena Carga : 171.5 MW
Márgen de reserva rotante : 15%
Tasa de salida forzada (FOR) : 5%
Periodo de mantenimiento anual : 45 días
Clase de mantenimiento : 150 MW
Periodo de construcción : 15 meses
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIOEstimado para el año 2007.
• COSTO DEL PROYECTOEl costo estimado del proyecto asciende a US$ 61 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 222
UNIDAD TURBOGAS – CICLO COMBINADO
• LOCALIZACIÓN
Departamento : LimaProvincia : Cañete
Lugar : Chilca
• SISTEMASistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTOUidades Ciclo cominado que operará con gas
natural de Camisea. Se espera que esteproyecto entre en operación a partir del año
2013 en adelante.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRALLas características más importantes son:
Tipo de Generación : Ciclo Cominado
Número de Unidades : 2 TG + 1 TV
Capacidad efectiva : 520 MW
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIOEstimado para el año 2013.
• COSTO DEL PROYECTOEl costo estimado del proyecto asciende a US$ 326 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 223
7.6 FICHAS DE LINEAS DE TRANSMISION
-
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 224
LT. CARHUAQUERO - JAEN 138 KV
• LOCALIZACIONDepartamentos : Cajamarca
Lugar : Zona de la Sierra y de laSelva
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,interconexión con el Sistema Aislado Bagua – Jaén.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto ha sido licitado por la DEP/MEM y suejecución se ha iniciado este año.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 138 kV
Longitud : 140 km
Capacidad de Transmisión : 50 MVA
Número de Circuitos : 1
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2008.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 14,7 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 225
LT. ZAPALLAL - CHIMBOTE 220 KV (SEGUNDA TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Lima, Ancash
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con estudio de Prefactibilidaddesarrollado por REP.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 382 km
Conductor : 455 mm² Aero Z
Capacidad de transmisión : 190 MVA
Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente)
El objetivo de este circuito es de reforzar la transmisión de energía en el área Centro Norte.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
18 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2008.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 34 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 226
LT. SAN GABAN – MAZUKO – PUERTO MALDONADO 138 Y 66 KV
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Puno, Madre de Dios
Lugar : Zona de la Selva
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,interconexión con el Sistema Aislado PuertoMaldonado.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto ha sido icitado por ELECTRO SURESTE y comenzará a ejecutarse en el 2007.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 138 y 66 kV
Longitud : 225 km
Conductor : 200 y 185mm² AAAC
Estructuras : Torres metálicas
Aisladores : Porcelana
Capacidad de transmisión : 120 MVA
Número de circuitos : 1
El proyecto consiste en la ampliación de la Subestación San Gabán, con una celda de línea en 138 kV deltipo convenciona, una subestación nueva ubicada cerca de la localidad de Mazuko y una subestación quese ubicará al final de la LT 66 kV Mazuko – Puerto Maldonado en el área disponible en la Central Térmica.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
18 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2008.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 20 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 228
LT. TOCACHE - BELLAVISTA 138 KV
•
LOCALIZACIONDepartamentos : San Martín
Lugar : Zona de la Selva
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El Gobierno Regional de San Martin vieneejecutando esta proyecto.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 138 kV
Longitud : 149 km
Conductor : 240 mm² AAAC
Estructuras : Torresmetálicas
Aisladores : Poliméricos
Capacidad de transmisión : 120 MVA
Número de circuitos : 1
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2009.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 20 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 229
LT. CHILCA – PLANICIE - ZAPALLAL 220 KV (DOBLE TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Lima
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con estudios preliminares.Estudios de mayor profundidad deben precisar las
características técnicas del proyecto y sus etapasde implementación.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 96 km
Capacidad de transmisión : 2x350 MVA
Número de circuitos : 2
El objetivo de estas líneas es reforzar la transmisión en Lima y evitar la congestión de las líneas de laciudad. La Subestación Planicie tomará carga de las Subestaciones Balnearios, Huachipa, Monterrico,
Ñaña, Puente, Santa Anita, Santa Clara y Santa Rosa.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
30 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2009.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 36 millones I Etapa y US $ 28,8 millones la II Etapa.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 230
LT. CHILCA – SAN JUAN 220 KV (DOBLE TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Lima
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
REP ha efectuado el estudio de prefactibilidadde la línea.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 53 km
Capacidad de transmisión : 2x350 MVA
Número de circuitos : 2
El objetivo de esta línea es de aliviar la congestión que ocurrirá en la línea existente Chilca – San Juan, alincrementarse la carga en Lima y la generación y permitir el despacho económico.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2007.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 35 millones.
-
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 231
LT. TALARA – PIURA OESTE 220 KV (SEGUNDA TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Piura
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con el estudio deprefactibilidad de la línea.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 104 km
Capacidad de transmisión : 133 MVA
Número de circuitos : 1 (segundaterna de línea existente)
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2009.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 19,2 millones.
-
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 232
LT. COTARUSE - MACHUPICCHU 220 KV
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Apurímac, Cusco
Lugar : Zona de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
EGEMSA efectuó el estudio de prefactibilidad dela línea, asociada a los proyectos hidroeléctricos
de Rehabilitación Machupicchu y CH SantaTeresa, estudio que fue aprobado por el SNIP.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 170 km
Capacidad de transmisión : 150 MVA
Número de circuitos : 1
Los objetivos de este proyecto es de dotar de energía al proyecto minero Las Bambas y mejorar laoperación técnica y económica del sistema al incrementarse la generación en Machu Picchu.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
30 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2010.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 54 millones.
-
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 233
S.E. CONVERTIDORA BACK TO BACK EN COTARUSE – 220 KV
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Apurímac
Lugar : Zona de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Potencia Nominal : 600 MW
El objetivo de esta subestación es eliminar lasrestricciones en la transmisión de potencia del alínea Mantaro – Socabaya (2x123 MW) debido aproblemas de estabilidad para que pueda operar asu capacidad nominal (2x300 MW).
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2012.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 85 millones.
-
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 234
LT. INDEPENDENCIA – ICA 220 KV (SEGUNDA TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Ica
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio deprefactibilidad realizado por REP.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 55 km
Capacidad de transmisión : 140 MVA
Número de circuitos : 1 (segundaterna de línea existente)
El objetivo de este segundo circuito es eliminar la sobrecarga de la línea existente y los bajos niveles detensión de la SE Ica, lo cual se prevee que ocurrirá en el año 2010 de acuerdo a los resultados de losanálisis de flujo de carga.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2010.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 11 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 235
LT. PLATANAL – CANTERA 220 KV (DOBLE TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Lima
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio deprefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 75 km
Capacidad de transmisión : 2x150 MVA
Número de circuitos : 2
El objetivo de esta línea es transmitir la energía de la CH Platanal al SINAC.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
12 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2010.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 28 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 236
LT. CHILCA - ZAPALLAL 500 KV
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Lima
Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio deprefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 500 kV
Longitud : 96 km
Capacidad de transmisión : 830 MVA
Número de circuitos : 1
El objetivo de esta línea en Extra Alta Tensión, es poder transmitir en forma eficiente, junto con las líneasexistentes y proyectadas en 220 kV, la energía de las Centrales Térmicas ubicadas en Chilca, cuyopotencial de generación se prevee en 1500 MW. Se ha seleccionado 500 kV como nivel de tensión, pero senecesitan estudios más detallados para definir la tensión de la línea.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
24 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2014.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 28,8 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 237
LT. VIZCARRA – HUALLANCA – CAJAMARCA 220 KV (DOBLE TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Huánuco, Ancash, LaLibertad, Cajamarca
Lugar : Zona de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de
prefactibilidad.• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 575 km
Tramos : Derivación Antamina – Huallanca: 200 km
Huallanca – Cajamarca: 230 km
Capacidad de transmisión : 2x150 MVA
Número de circuitos : 2El objetivo de esta línea es ampliar el sistema de transmisión mediante conformación de la LíneaLongitudinal de Transmisión de la Sierra, con lo cual se cubre los requerimientos de transmisión de la ZonaNorte del país.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
36 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2011.
• COSTOS DE INVERSIONEl costo de inversión estimado asciende a US $ 85 millones (incluye transformador 220/138 kV enHuallanca).
-
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 238
LT. MACHUPICCHU – INCASA 138 KV (SEGUNDA TERNA)
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Cusco
Lugar : Zona de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio deprefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 138 kV
Longitud : 76 km
Capacidad de transmisión : 62 MVA
Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente)
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
Estudios y Licitación 05 meses
Diseño definitivo 03 meses
Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2012.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 8 millones.
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41/43
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 239
LT. ZAPALLAL – CAJAMARCA NORTE 500 kV
•
LOCALIZACIONDepartamentos : Lima, Ancash, Libertad,Cajamarca
Lugar : Zona de la Costa y de laSierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio deprefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 500 kV
Longitud : 650 km
Capacidad de transmisión : 830 MVA
Número de circuitos : 1
El objetivo de esta línea de asegurar el suministro de energía desde el polo de generación en Chilca haciala zona de Cajamarca, la cual se prevee que en el año 2011 experimentará un aumento significativo en su
demanda debido al ingreso de proyectos mineros.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
Estudios y Licitación 05 meses
Diseño definitivo 03 meses
Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2013.
•
COSTOS DE INVERSIONEl costo de inversión estimado asciende a US $ 200 millones.
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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 240
LT. CAJAMARCA NORTE – CARHUAQUERO 220 kV
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LOCALIZACIONDepartamentos : Cajamarca
Lugar : Zona de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio deprefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV
Longitud : 155 km
Capacidad de transmisión : 150 MVA
Número de circuitos : 1
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
Estudios y Licitación 05 meses
Diseño definitivo 03 meses
Construcción 16 meses Total: 24 meses, para la primera etapa.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2009.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 23 millones.
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