MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
199
7.2 CENTRALES GENERADORAS EXISTENTES DEL SEIN
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
200
CENTRALES HIDRÁULICAS EXISTENTES DEL SEIN
Central Tensión Potencia Instalada Potencia Efectiva Potencia Reactiva 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 2 CHIMAY 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
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
201
CENTRALES TÉRMICAS EXISTENTES DEL SEIN
CENTRAL Tensión (kV)
Potencia Instalada
(MVA)
Potencia Efectiva
(MW)
Potencia Reactiva (MVAR)
Nº De Grupos 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 EGENOR PIURA-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 EGENOR PAITA (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
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
202
CENTRAL Tensión (kV)
Potencia Instalada
(MVA)
Potencia Efectiva
(MW)
Potencia Reactiva (MVAR)
Nº De Grupos 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 EGASA CHILINA - CICLO COMBINADO 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 GABAN BELLAVISTA - ALCO y DEUTZ 2,4 3,2 2,1 2,0 DIESEL SAN GABAN TAPARACHI - SKODA y MAN 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
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
203
7.3 LINEAS DE TRANSMISION EXISTENTES DEL SEIN
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
204
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN
Desde Hasta Tensión Longitud
kV km Aceros Arequipa Independencia 220 24,6 Balnearios San Juan 220 9,8 Balnearios San Juan 220 9,8 Barsi Chavarria 220 8,1 Barsi Chavarria 220 8,6 Chavarria Ventanilla 220 10,6 Chavarria Ventanilla 220 10,6 Chavarria Ventanilla 220 11,1 Huacho Zapallal 220 103,9 Huinco Santa Rosa 220 62,0 Huinco Santa Rosa 220 62,0 Huancavélica Independencia 220 180,8 Huayucachi Zapallal 220 244,4 Independencia Ica 220 55,2 Ica Marcona 220 155,0 Independencia Mantaro 220 248,5 San Juan Independencia 220 216,2 San Juan Independencia 220 216,2 Pomacocha San Juan 220 113,5 Pomacocha San Juan 220 113,5 Cajamarquilla Chavarria 220 21,4 San Juan Santa Rosa 220 26,3 San Juan Santa Rosa 220 26,3 Santa Rosa Chavarria 220 8,4 Santa Rosa Chavarria 220 8,4 Zapallal Ventanilla 220 18,0 Zapallal Ventanilla 220 18,0 Cajamarca Norte Trujillo Norte 220 137,0 Chiclayo Oeste Carhuaquero 220 83,0 Chimbote Paramonga Nueva 220 221,2 Chimbote Trujillo Norte 220 134,0 Chimbote Trujillo Norte 220 134,0 Guadalupe Chiclayo Oeste 220 83,6 Guadalupe Trujillo Norte 220 103,2 Paramonga Nueva Huacho 220 55,6 Piura Oeste Chiclayo Oeste 220 211,2 Talara Piura Oeste 220 103,8 Talara Zorritos 220 137,0 Cotaruse Comp. Cotaruse 220 0,5 Cotaruse Comp. Cotaruse 220 0,5 Campo Armiño Cotaruse Comp. 220 294,0 Campo Armiño Cotaruse Comp. 220 294,0 Cotaruse Comp. Socabaya 220 315,0 Cotaruse Comp. Socabaya 220 315,0 Moquegua Ilo 2 220 72,5 Moquegua Ilo 2 220 72,5 Moquegua Socabaya 220 106,7 Moquegua Socabaya 220 106,7 Moquegua Los Héroes 220 124,3
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
205
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN
Desde Hasta Tensión Longitud kV km Puno Moquegua 220 196,6 Aguaytia Tingo María 220 73,3 Callahuanca Pachachaca 220 72,6 Callahuanca Pachachaca 220 72,6 Campo Armiño Huancavélica 220 67,0 Huayucachi 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 220 192,2 Campo Armiño Restitución 220 1,6 Campo Armiño Restitución 220 1,6 Campo Armiño Restitución 220 1,6 Carhuamayo Oroya Nueva 220 75,5 Carhuamayo Paragsha 220 42,2 Carhuamayo Yuncan 220 53,2 Chimay Yanango 220 40,0 Edegel Callahuanca 220 0,6 Edegel Chavarria 220 55,4 Matucana Edegel 220 22,5 Oroya Nueva Pachachaca 220 21,6 Pachachaca Pomacocha 220 13,5 Pachachaca Yanango 220 89,4 Paragsha Vizcarra 220 123,9 Cajamarquilla Edegel 220 36,4 Tingo María Vizcarra 220 173,7 Vizcarra Antamina 220 52,1 Vizcarra Paramonga Nueva 220 145,3 Cahua Paramonga existente 138 63,4 Cahua 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 9,4 Botiflaca Moquegua 138 30,8 Botiflaca Moquegua 138 32,5 Aricota 1 Toquepala 138 35,5 Push Back Botiflaca 138 27,0 Chilina Santuario 138 17,7 Cerro Verde Repartición 138 23,0 Ilo 1 Moquegua 138 58,5 Ilo 1 T Ilo 1 138 4,6 Ilo Electrosur T Ilo 1 138 9,8 Jesús Socabaya 138 10,0 Mill Site Push Back 138 5,0 Mill Site Quebrada Honda 138 28,0 Mollendo Repartición 138 64,0 Moquegua Mill Site 138 38,7 Moquegua Toquepala 138 38,7 Quebrada Honda Ilo Electrosur 138 62,5
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
206
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - SEIN
Desde Hasta Tensión Longitud kV km Refinería Ilo Ilo 1 138 9,8 Refinería Ilo T Ilo 1 138 2,6 Santuario Jesús 138 10,7 Santuario Socabaya 138 20,7 Socabaya Cerro Verde 138 10,8 Socabaya Cerro Verde 138 10,8 Toquepala Mill Site 138 0,5 Aguaytia Pucallpa 138 131,0 Aucayacu Tingo María 138 44,4 Tocache Aucayacu 138 109,9 Caripa Carhuamayo 138 53,5 Oroya Nueva Caripa 138 20,5 Paragsha Carhuamayo 138 39,7 Yuncan Carhuamayo 138 53,2 Paragsha 1 Paragsha 2 138 1,6 Paragsha 2 Huanuco 138 86,2 Tingo María Huanuco 138 89,4 Yaupi Yuncan 138 14,0 Ayaviri Azángaro 138 42,4 Azángaro Juliaca 138 78,2 San Gabán Azángaro 138 159,3 Azángaro San Rafael 138 89,3 Cachimayo Dolorespata 138 13,5 CAELP138 Machupichu 138 75,6 CAELP138 Quencoro 138 23,7 Callali Santuario 138 83,4 Cachimayo Machupichu 138 78,5 Combapata Tintaya 138 101,1 Dolorespata Quencoro 138 8,3 Juliaca 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
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
207
7.4 FICHAS DE PROYECTOS HIDRÁULICOS
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
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 con estudios a nivel de factibilidad. La concesión definitiva del proyecto integral ha sido fraccionado en dos concesiones CH El Platanal de 220 MW y CH Morro de Arica de 50 MW, modificando los calendarios de obra de las centrales.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
La Primera Etapa del proyecto integral en la cuenca del río Cañete, es decir la C.H. G1 El Platanal contará con embalses de regulación en la laguna Paucar Cocha, con un volumen de 70 x 106 m3 y el embalse de regulación horaria en la captación Capillucas 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
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 la C.H Machupicchu cuenta con estudio de factibilidad aprobado por MEM. Cuenta con la declaración de viabilidad económica por parte del Ministerio de Economía y Finanzas. Actualmente se encuentra en proceso 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 de recuperación 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 permite operar 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 de evacuación.
• 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
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
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 está basado en la captación, regulación y trasvase de recursos hídricos del río Huancabamba y de otros ríos de la cuenca amazónica para su empleo en la generación hidroeléctrica y su posterior utilización para la irrigación de tierras de la Región Lambayeque, en la cuenca del Pacífico. El desarrollo del Proyecto se basa en los Estudios de Factibilidad y Definitivos del Proyecto Olmos, desarrollados por las empresas soviéticas "Technopromexport" y "Selkhozpromexport", por encargo del Estado 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 de este proceso de selección es el Proyecto Especial Olmos Tinajones – PEOT.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO Las características del proyecto, según información proveniente del Proyecto Especial Olmos Tinajones – PEOT son las siguientes: Potencia Instalada : 120 MW Generación Media Anual Solo río Huancabamba : 670 GWh Incluyendo Tabaconas y Manchara : 1160 GWh Incluyendo afluentes del Huancabamba : 2010 GWh Túnel a Presión : D = 4,8 m – L = 3 701 m Tubería Forzada : L = 785,31 m (Planta) – ángulo = 40º Caída 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.
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 hidroeléctrica Tarucani, y se aprobó el Contrato de Concesión N° 190-2001, cuya fecha de culminación de obras inicialmente estaba previsto para el mes de diciembre de 2004. Posteriormente, mediante la Resolución Suprema N° 033-2006-EM, publicada el 07 de julio de 2006, se aprobó la modificación del Contrato, consistente en la ampliación de plazo para ejecutar las obras y la puesta en servicio de la central y cambios en sus características técnicas. Los estudios del proyecto se encuentran a nivel de estudios definitivos. Este proyecto aprovecha el caudal 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.
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 Factibilidad se encuentra en proceso de elaboración, se considera que este proyecto debe ser promocionado por PROINVERSION.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL
Con el fin de aprovechar a plenitud el potencial energético de la zona de Machupicchu, la central de Santa Teresa es un proyecto de generación aguas abajo de la descarga de la actual C.H. Machupicchu, en el lugar denominado Santa Teresa.
CENTRAL Potencia Instalada (MW) 110 Caída (m) 200 Energía media Anual (GW.h) 821 Volumen reservorio (MMm3) - Caudal de diseño (m3/s) 65 Tipo de turbina Francis Factor 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
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 preliminares elaborados por la asociación Statkraf Engineering Fichtner en 1998. Actualmente tiene concesión definitiva, y se encuentra en trámite la modificación de esta concesión, a fin de reducir la potencia instalada.
• 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.
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, con fecha 5 de enero de 2006, el Ministerio de Energía y Minas otorgó concesión definitiva a favor de Electricidad Andina SA para desarrollar la actividad de 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.
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, con fecha 3 de febrero de 2004, el Ministerio de Energía y Minas otorgó concesión definitiva a favor de la Empresa de Generación Macusani SA para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica.
• 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
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 de generación, otorgada mediante la Resolución Suprema N° 030-2003-EM, publicada el 21 de agosto de 2003, la misma que aprobó el Contrato de Concesión N° 211-2003, según el cual las obras y la puesta en servicio de la central debía efectuarse en noviembre de 2008. Los estudios del proyecto se encuentran a nivel de estudios 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) 475
Energía 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
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 favor de Peruana de Energía S.A. para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. La energía generada será entregada al SEIN en la SSEE Caripa mediante una Línea de Transmisión en 138 kV de 62 km de longitud. Topológicamente es 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 la potencia instalada (64 MW) de la central hidroeléctrica La Virgen, originalmente prevista en 58 MW, y ampliación 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
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 Quitaracsa tiene estudios a nivel de factibilidad. A la fecha el concesionario viene realizando gestiones para obtener 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
219
7.5 FICHAS DE PROYECTOS TERMICOS
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
220
UNIDAD TURBOGAS NORTE
• LOCALIZACIÓN Departamento : Tumbes Provincia : Villar Lugar : Zorritos
• SITUACIÓN DEL PROYECTO Con 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 Central Termoeléctrica 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 CENTRAL Potencia 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 CONSTRUCCIÓN Se estima que el tiempo de construcción será de 6 meses a partir del inicio de las obras.
• ENTIDAD A CARGO Empresa BPZ Energy, Sucursal Perú
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO Estimado para el año 2008.
• COSTO DEL PROYECTO El costo estimado del proyecto asciende a US$ 42 millones.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
221
UNIDAD TURBOGAS – CICLO ABIERTO
• LOCALIZACIÓN
Departamento : Lima Provincia : Cañete Lugar : Chilca
• SISTEMA Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
Uidades Ciclo cominado que operará con gas natural de Camisea. Se espera que este proyecto entre en operación a partir del año 2007 en adelante.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Las características más importantes son: Tipo de Generación : Ciclo Abierto Número de Unidades : 1 TG Tipo de Combustible : Gas natural/ Diesel 2 Capacidad 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 SERVICIO Estimado para el año 2007.
• COSTO DEL PROYECTO
El costo estimado del proyecto asciende a US$ 61 millones.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
222
UNIDAD TURBOGAS – CICLO COMBINADO
• LOCALIZACIÓN Departamento : Lima Provincia : Cañete Lugar : Chilca
• SISTEMA Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
Uidades Ciclo cominado que operará con gas natural de Camisea. Se espera que este proyecto entre en operación a partir del año 2013 en adelante.
• CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL Las características más importantes son: Tipo de Generación : Ciclo Cominado Número de Unidades : 2 TG + 1 TV Capacidad efectiva : 520 MW
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO Estimado para el año 2013.
• COSTO DEL PROYECTO
El costo estimado del proyecto asciende a US$ 326 millones.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
223
7.6 FICHAS DE LINEAS DE TRANSMISION
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
224
LT. CARHUAQUERO - JAEN 138 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : Cajamarca Lugar : Zona de la Sierra y de la Selva
• 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 su ejecución 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
225
LT. ZAPALLAL - CHIMBOTE 220 KV (SEGUNDA TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Lima, Ancash Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con estudio de Prefactibilidad desarrollado 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
226
LT. SAN GABAN – MAZUKO – PUERTO MALDONADO 138 Y 66 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : Puno, Madre de Dios Lugar : Zona de la Selva
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, interconexión con el Sistema Aislado Puerto Maldonado.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto ha sido icitado por ELECTRO SUR ESTE y comenzará a ejecutarse en el 2007.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 138 y 66 kV Longitud : 225 km Conductor : 200 y 185 mm² 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 del tipo convenciona, una subestación nueva ubicada cerca de la localidad de Mazuko y una subestación que se 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
227
LT. CAJAMARCA – CACLIC – MOYOBAMBA 220 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : Cajamarca, Amazonas, San Martín Lugar : Zona de la Sierra y de la Selva
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, interconexión con el Sistema Aislado Moyobamba – Tarapoto - Bellavista.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
La Línea cuenta con estudio de prefactibilidad.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV Longitud : 225 km Capacidad de transmisión : 150 MVA Número de circuitos : 1
• 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 $ 35,4 millones.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
228
LT. TOCACHE - BELLAVISTA 138 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : San Martín Lugar : Zona de la Selva
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El Gobierno Regional de San Martin viene ejecutando esta proyecto.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 138 kV Longitud : 149 km Conductor : 240 mm² AAAC Estructuras : Torres metálicas 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
229
LT. CHILCA – PLANICIE - ZAPALLAL 220 KV (DOBLE TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : 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 etapas de 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 la ciudad. 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
230
LT. CHILCA – SAN JUAN 220 KV (DOBLE TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
REP ha efectuado el estudio de prefactibilidad de 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, al incrementarse 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
231
LT. TALARA – PIURA OESTE 220 KV (SEGUNDA TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Piura Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con el estudio de prefactibilidad de la línea.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV Longitud : 104 km Capacidad de transmisión : 133 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
232
LT. COTARUSE - MACHUPICCHU 220 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : Apurímac, Cusco Lugar : Zona de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
EGEMSA efectuó el estudio de prefactibilidad de la línea, asociada a los proyectos hidroeléctricos de Rehabilitación Machupicchu y CH Santa Teresa, 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 la operación 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
233
S.E. CONVERTIDORA BACK TO BACK EN COTARUSE – 220 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : 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 las restricciones en la transmisión de potencia del a línea Mantaro – Socabaya (2x123 MW) debido a problemas de estabilidad para que pueda operar a su 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
234
LT. INDEPENDENCIA – ICA 220 KV (SEGUNDA TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Ica Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad realizado por REP.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV Longitud : 55 km Capacidad de transmisión : 140 MVA Número de circuitos : 1 (segunda terna de línea existente) El objetivo de este segundo circuito es eliminar la sobrecarga de la línea existente y los bajos niveles de tensión de la SE Ica, lo cual se prevee que ocurrirá en el año 2010 de acuerdo a los resultados de los análisis 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
235
LT. PLATANAL – CANTERA 220 KV (DOBLE TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad.
• 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
236
LT. CHILCA - ZAPALLAL 500 KV
• LOCALIZACION
Departamentos : Lima Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad.
• 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 líneas existentes y proyectadas en 220 kV, la energía de las Centrales Térmicas ubicadas en Chilca, cuyo potencial de generación se prevee en 1500 MW. Se ha seleccionado 500 kV como nivel de tensión, pero se necesitan 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
237
LT. VIZCARRA – HUALLANCA – CAJAMARCA 220 KV (DOBLE TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Huánuco, Ancash, La Libertad, 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 : 2 El objetivo de esta línea es ampliar el sistema de transmisión mediante conformación de la Línea Longitudinal de Transmisión de la Sierra, con lo cual se cubre los requerimientos de transmisión de la Zona Norte del país.
• TIEMPO ESTIMADO DE EJECUCION
36 meses.
• AÑO DE PUESTA EN SERVICIO
Estimado para el año 2011.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 85 millones (incluye transformador 220/138 kV en Huallanca).
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
238
LT. MACHUPICCHU – INCASA 138 KV (SEGUNDA TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Cusco 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 : 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
239
LT. ZAPALLAL – CAJAMARCA NORTE 500 kV
• LOCALIZACION
Departamentos : Lima, Ancash, Libertad, Cajamarca Lugar : Zona de la Costa y de la Sierra
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad.
• 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 hacia la 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 INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 200 millones.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
240
LT. CAJAMARCA NORTE – CARHUAQUERO 220 kV
• LOCALIZACION
Departamentos : 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 : 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.
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015
241
LT. ICA – MARCONA 220 KV (SEGUNDA TERNA)
• LOCALIZACION
Departamentos : Ica Lugar : Zona de la Costa
• SISTEMA
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• SITUACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto cuenta con un estudio de prefactibilidad desarrollado por REP.
• CARACTERISTICA DEL PROYECTO
Tensión : 220 kV Longitud : 155 km Capacidad de transmisión : 140 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 2014.
• COSTOS DE INVERSION
El costo de inversión estimado asciende a US $ 25,1 millones.