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1 8.0 ESTANDARIZACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE MANIOBRAS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y EQUIPOS REPRESENTATIVOS EN SUBESTACIONES DE 220, 138 Y 60 KV DEL ÁREA NORTE, ÁREA CENTRO Y ÁREA SUR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ. El COES-SINAC en resguardo de la calidad, economía y seguridad de la operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, con la finalidad de coordinar las maniobras de desconexión y/o conexión de las instalaciones eléctricas más representativas del sistema, solicitó al concesionario RED DE ENERGÍA DEL PERÚ, la secuencia de maniobras de las instalaciones eléctricas de su responsabilidad, las mismas que serán tomadas en cuenta para proponer una estandarización coordinada de los procedimientos de maniobra, lo cual permitirá coordinar adecuadamente la operación en tiempo real del Sistema Interconectado en su conjunto. Con el apoyo de la División de Programación y Coordinación del COES- SINAC se ha analizado en estado estacionario el sistema eléctrico correspondiente al Área Norte, Área Centro y Área Sur del concesionario RED DE ENERGÍA DEL PERÚ, considerando flujos de potencia en media demanda, para ver el comportamiento del sistema ante la indisponibilidad de las instalaciones más representativas del mismo, concluyéndose que antes de iniciar cualquier proceso de desconexión y/o conexión de Líneas de Transmisión y Equipos de 220, 138 y 60 kv, se debe tomar en cuenta las condiciones previas requeridas para cada proceso, siendo los relevantes: ÁREA NORTE La indisponibilidad de las líneas del ÁREA NORTE, L-2249, L- 2248, L2238, L-2236, L-2234 y L-2215, origina subsistemas aislados del SEIN, debido fundamentalmente a la falta de una línea alterna que permita mantener enlazadas las subestaciones extremas a la línea prevista a ser desenergizada, se requiere que las centrales de generación de los subsistemas aislados que se creen deben estar en servicio para atender la demanda del área comprometida y permitir regular la generación a fin de abrir el enlace respectivo con un flujo cero MW y cero MVAR para evitar variaciones bruscas de tensión y carga en las subestaciones adyacentes. En el caso especifico de la línea L en el proceso de desconexión y/o conexión se debe asociar el reactor de 20 MVAR de la SE. TALARA para compensar los reactivos que genera. En el proceso de cierre de los subsistemas aislados se debe buscar las condiciones óptimas de paralelo y cerrar el enlace con una diferencia de tensión menor al 5%, con Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 15 de 54

2 una diferencia de frecuencia menor a 0.1 HZ y una diferencia angular menor de 10 para la líneas L-2238, L-2248 y L Para las líneas L-2236, L2234 y L-2215, la deferencia angular deberá ser menor a 20. La desconexión de la línea L-2215 prevé que SIDERPERU opere la planta con un solo horno con carga lineal y que las unidades TG1 y TG3 de la CT. Chimbote, estén en servicio con mínima carga. La desconexión de la barra de 220 kv de la SE. Piura Oeste, origina tres subsistemas aislados del SEIN: (1) el subsistema de 220 kv, conformado por la SE. Talara, línea L-2248, SE. Zorritos y la Central Térmica de MALACAS; (2) el subsistema de 60 kv, conformado por la SE. Piura Centro y la Central Térmica de PIURA, y (3) el subsistema de 60 kv, conformado por la SE. Sullana, SE. El Arenal, SE. Paita, la Central Térmica de SULLANA, Central Térmica de PAITA y la Central Hidráulica de POECHOS y CURUMUY; durante el proceso de desconexión se requiere que las centrales de generación de los subsistemas aislados estén en servicio para atender la demanda del área comprometida y permitir regular la generación a fin de abrir el enlace respectivo con un flujo cero MW y cero MVAR a fin de evitar variaciones bruscas de tensión y carga entre las subestaciones adyacentes. En el proceso de normalización de los subsistemas aislados se debe buscar las condiciones óptimas de paralelo y cerrar el enlace respectivo con una diferencia de tensión menor al 5%, con una diferencia de frecuencia menor a 0.1 HZ y una diferencia angular menor de 10. La desconexión de la barra de 60 kv de la SE. Guadalupe, prevé que la CH. Gallito Ciego y la CT. Cemento Norte Pacasmayo, estén en servicio para atender la demanda del área de influencia de la SE. Cajamarca y de la SE. Pacasmayo que quedan aisladas del SEIN, y origina interrupción del suministro En el pueblo Pacasmayo. Es recomendable desconectar las líneas L-6646, L y L-6652 con un flujo cero MW y cero MVAR para evitar variaciones bruscas de tensión y carga, que se logra con la regulación de generación de las centrales de la zona; asimismo en el proceso de normalización, buscar las condiciones óptimas de sincronismo de los subsistemas aislados y cerrar los enlaces con una diferencia de tensión menor al 5%, con una diferencia de frecuencia menor a 0.1 HZ y una diferencia angular menor a 10. ÁREA CENTRO La desconexión de la barra de 220 kv de la SE. Paramonga Nueva, origina dos subsistemas aislados del SEIN: (1) el Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 16 de 54

3 subsistema de 220 kv del ÁREA NORTE entre la SE. Chimbote 1 y la SE. Zorritos, y (2) el subsistema de 138 kv conformado por la SE. Paramonga Existente y la Central Hidráulica CAHUA; durante el proceso de desconexión se requiere que las centrales de generación de los subsistemas aislados estén en servicio para atender la demanda del área comprometida y permitir regular la generación a fin de abrir las líneas L-2215 y L-1101 con un flujo cero MW y cero MVAR, y la línea L-2253 con flujo menor a 60 MW y sus reactivos el más cercano a cero MVAR posible para evitar variaciones bruscas de tensión y carga en las subestaciones adyacentes; asimismo prevé que SIDERPERU opere la planta con sólo un horno con carga lineal y que las unidades TG1 y TG3 de la CT. Chimbote estén en servicio con mínima carga. En la normalización de la línea L-2253 se requiere que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor de 20 ; asimismo para el sincronismo de los subsistemas aislados se debe buscar las condiciones óptimas de cierre, que la diferencia de tensión sea menor al 5%, que la diferencia de frecuencia sea menor a 0.1 HZ y que la diferencia angular sea menor de 20. En la SE. Paramonga nueva, la desconexión del Transformador T18-261, se considera una interrupción momentánea del suministro en la barra de 66 kv para transferirla al Autotransformador AT10-216, mientras que en los casos de indisponibilidad de las barras de 66 y 220 kv, la interrupción permanente hasta la reposición de las referidas barras. En la SE. Huacho, cuando se programe la desconexión del Transformador T y la barra de 220 kv, se considera la interrupción del suministro de la SE. Andahuasi y la demanda de la SE Hualmay se transfiere a la SE. Paramonga Nueva. En la indisponibilidad de las líneas L-2213 y L-2212, en el proceso de desenergización se considera que el flujo en estas líneas debe ser menor a 50 MW y en la reposición de las mencionadas líneas por la diferencia de ángulo que se tiene, se debe regular la generación de las centrales del área norte y la CT. Aguaytía hasta lograr que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor de 20. En el proceso de maniobras de cambio de barras en subestaciones de 220 y 60 kv, se está considerando el procedimiento propuesto por REP debido a que en ellos han establecido la secuencia más acertada con la finalidad de evitar sobrecarga en los equipos de la celda del acoplamiento de barras. En la desconexión de una de las líneas de dos o tres líneas paralelas conectadas a subestaciones comunes, se está Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 17 de 54

4 considerando la capacidad límite de transmisión de cada una de las líneas que quedan en servicio o de las líneas adyacentes a las subestaciones y/o a la capacidad de los transformadores de corriente declarados por REP en los diagramas unifilares y datos técnicos de las instalaciones. En época de avenida la desconexión de las líneas del circuito Zapallal Huacho Paramonga, origina limitaciones de generación de la CT. Aguaytía, debido fundamentalmente a la capacidad de transmisión de la línea L-2259 que enlaza la SE. Carhumayo y la SE. Oroya Nueva. En la desconexión de la línea L-2209/L-2211 que enlaza la SE. Independencia SE. Ica SE. Marcona, se considera que luego de aislar la CT. San Nicolás del SEIN, se desconecta la línea L en la SE. Independencia y a continuación se procede con la apertura de los interruptores de líneas y transformadores de las instalaciones de 220 y 60 kv de las subestaciones Ica y Marcona. En el proceso de desconexión de las líneas L-2203 y L-2231, se considera que la tensión en barras de la SE. Independencia sea mayor a 225 kv; no se ha previsto asociar el Reactor de Independencia a la desconexión conjunta de la línea a través del interruptor del acoplamiento de barras, debido que ésta subestación está operando en configuración barra compartida con acoplamiento cerrado. En el proceso de reposición de las referidas líneas se considera que la tensión en barras de la mencionada subestación, no sea mayor a 220 kv. Los niveles de tensión solicitados para la desconexión y conexión se logran principalmente a través de la operación del Reactor de Independencia. En la indisponibilidad de las líneas L-1120 y L-1121, en el proceso de desenergización se considera que el flujo en estas líneas debe ser menor a 30 MW y en la reposición de las mencionadas líneas, por la diferencia de ángulo que se tiene, se debe regular la generación de las centrales del área norte y la CT. Aguaytía hasta lograr que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor de 20. En la desconexión de la barra de 138 kv de la SE. Paragsha II, se considera reducir carga a cero MW en la SE. Paragsha I y SE. Excélsior, para evitar que el nivel de tensión en barras de las referidas subestaciones esté por debajo del límite establecido en la Norma Técnica de calidad de los sistemas eléctricos y evitar sobrecarga en el Autotransformador de 220/50 kv de la SE. Oroya Nueva. Se requiere además que las líneas de 138 y 50 kv, la CH. Malpaso y los bancos de condensadores del ELECTROANDES estén en servicio, asi como las líneas de 220 kv Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 18 de 54

5 de ISA PERÚ y los transformadores de 138/50 kv, 220/50 kv, 220/138 kv de Carhuamayo, Oroya Nueva y Tingo Maria, estén en servicio. Es recomendable que la indisponibilidad de la barra de 138 kv de la SE. PARAGSHA II, se programe conjuntamente con el mantenimiento del sector minero del área de influencia de la SE. Paragsha I y SE. Excélsior a fin de minimizar las interrupciones del suministro eléctrico en las referidas subestaciones. En la desconexión de la barra de 138 kv de la SE. Huanuco, se está considerando que las líneas L-1120, L-1121 y los transformadores de 220/138 kv de Paragsha II y Tingo Maria, estén en servicio. Previo al proceso de desconexión de la L-1121 se debe regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales del área norte hasta logra que el flujo en la mencionada línea sea menor a 30 MW y que el perfil de tensión en barras de Tingo Maria no sea mayor a 132 kv y en barras de Paragsha II no sea menor a 125 kv. En la desconexión de la barra de 138 kv de la SE. Tingo Maria, se considera que las línea L-2253 y L-2252, y los transformadores de 220/138 kv de Paragsha II y Tengo Maria estén en servicio, asimismo se considera regular la generación de la CT. Aguaytía, CT. Yarinacocha, o las centrales del área norte hasta lograr que el flujo en la línea L-1121 sea menor a 30 MW y que el perfil de tensión en barras de la SE. Paragsha II no sea menor a 132 kv. ÁREA SUR En la desconexión de una línea paralela de 138 kv, se está considerando la capacidad límite de transmisión de la línea que quedan en servicio y/o la capacidad de los transformadores de corriente declarados por REP en los diagramas unifilares. En la indisponibilidad de las líneas L-1008 y L-1020, se debe limitar la generación de la CH. San Gabán II y/o CH. Machupicchu a la capacidad de la línea L Asimismo en el proceso de reposición se debe buscar las condiciones óptimas de cierre. Que la diferencia de tensión sea menor al 5% y la diferencia angular sea menor a 20. Cuando se indispone la línea L-1005, L-1029 y/o L-1030, se crean subsistemas aislados cuyas líneas deben desconectarse con un flujo cero MW y cero MVAR para evitar variaciones bruscas de potencia activa y reactiva, que se logra con la regulación de la generación de la central adyacente; asimismo en el proceso de reposición se deben buscar las condiciones óptimas de sincronismo. Que la diferencia de tensión sea menor al 5%, que la diferencia de frecuencia sea menor a 0.1 HZ y la Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 19 de 54

6 diferencia angular para las líneas L-1029 y L-1030 sea menor a 10 y para la línea L-1005 menor a 20. Cuando se indispone la línea L-1006, luego se su desconexión se debe limitar la generación de la CH. San Gabán II a la capacidad de la línea L Cuando se indispone la línea L-1011 y/o L-1012, se debe limitar la generación de la CH. San Gabán II a la capacidad de la línea L En la desconexión de la línea L-1026, se prevé limitar la generación de la CH. Aricota 1 y 2 a 20 MW, para evitar sobrecarga en la línea L-6620 SE. Aricota 2 SE. Tomasiri. Cuando se programe desconectar la línea L-1029, se prevé operar la CT. Mollendo con la unidad TG2 en sistema aislado, atendiendo la demanda de la SE. Mollendo y la SE. Repartición para compensar el déficit de reactivos que se originen en el sistema aislado. Cuando se programe desconectar la línea L-1030, se prevé operar la CT. Mollendo con una unida MIRLESS en sistema aislado, para atender la demanda de la SE. Mollendo. En el proceso de prevé arrancar la unidad TG2 de la CT. Mollendo para energizar la línea y la sincronización del subsistema con el SEIN, se efectúa en la SE. Repartición. En la indisponibilidad de la barras de 138 kv de la SE. Repartición, se considera que la CT. Mollendo esté en servicio con una unidad MiRLESS, para atender la demanda de la SE. Mollendo que queda aislada del SEIN. Primero se debe desconectar la línea L-1030 con un flujo cero MW y cero MVAR, que se logra mediante la regulación de generación del grupo térmico de la CT. Mollendo. En la reposición de la barra, se deben sustituir el grupo MIRLESS por la unidad TG2, energizar la barra desde la SE. Cerro Verde, normalizar el suministro, energizar la línea L-1030 desde la SE. Mollendo y sincronizar el sistema aislado a través de la línea L-1030 en la barra de 138 kv de la SE. Repartición. En la desconexión de la barra de 138 kv de la SE. Callalli. Se prevé que las líneas L-2030, L-1005, L-1006, L-1011, L-1012, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II, las centrales del complejo minero ARES y la Central de Huancarama, estén en servicio. Es recomendable desconectar primero la línea L-1008 tomando en consideración las condiciones previas del caso y luego proceder con el aislamiento de los subsistemas HUANCARAMA, ARCATA, ARES Y CAYLLOMA, finalmente con la liberación de la barra en referencia. Asimismo, en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 20 de 54

7 Santuario y cerrar la línea L-1008 en la SE. Tintaya, luego normalizar el complejo minero ARES y HUANCARAMA. Durante el proceso de cambio de barras en la SE. Santuario, se ha previsto la secuencia que evita sobrecarga en el acoplamiento de barras, condición que podría darse en época de avenida, cuando la CH. Charcani V este con su máxima generación (129 MW). En la indisponibilidad de la barras de 138 kv de la SE. Tintaya, se prevé que las líneas L-2030, L-1001, L-1002, L-1003, L- 1005, L-1006, L-1011, L-1012, L-1020, la CH. Machupicchu y la CH. San Gabán, estén en servicio. Esto origina que la CH. Machupicchu, SE. Cachimayo, SE. Quencoro y SE. Dolorespata queden aislados del SEIN, e interrupción del suministro en YAURI y barra de ÓXIDOS. Las líneas L-1005 y L-1006 quedan con tensión de retorno atendiendo la carga de la SE. Combapata y SE. Ayaviri respectivamente. Es recomendable abrir primero el interruptor de la línea L-1005 y luego la línea L-1006 en la SE. Tintaya y limitar la generación de la CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea L-1011 sea menor a 70 MW, luego proseguir con la liberación de la barra tomando en consideración las condiciones previas para desconectar los transformadores T43-11, T44-11 y T Asimismo, en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Callalli, cerrar el enlace Tintaya Azangaro en la SE. Tintaya, conectar el SVC-4, sincronizar el subsistema aislado y normalizar la carga de la SE. Tintaya. La indisponibilidad de la barra de 138 kv de la SE. Juliaca. prevé que las líneas L-2030, L-1008, L-1005, L-1006, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II Y la CT. Taparachi, estén en servicio. La CT. Taparachi queda aislada del SEIN, alimentando las cargas más representativas de la SE. Juliaca. Es recomendable limitar la generación de la CH. San Gabán II, a la capacidad de la línea L-1006 y proseguir con la liberación de la barra de 138 kv, tomando en consideración las condiciones previas para desconectar el transformador T Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Puno, normalizar la carga de la SE. Juliaca y finalmente cerrar la línea L-1011 en la SE. Juliaca. La indisponibilidad de la barra 138 kv de la SE. Puno, prevé que las líneas L-1020, L-1008, L-1005, L-1006, L-1011, la CH. Machupicchu, la CH. San Gabán II Y la CT. Bellavista, estén en servicio; origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Puno, SE. Ilave/Pomata. La CT. Bellavista queda aislada del SEIN, alimentando las cargas de la SE. Bellavista. Desconectar primero la línea L-2030 y limitar la generación de la CH. San Gabán II, hasta que el flujo en la línea Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 21 de 54

8 L-1006 sea menor a 70 MW y luego proseguir con la liberación de la barra de 138 kv, tomando en consideración las condiciones previas para desconectar el transformador T Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Juliaca, normalizar la carga de la SE. Puno y finalmente cerrar el anillo Puno Cuzco Arequipa Moquegua, en la barra de 138 kv de la SE. Puno. La indisponibilidad de la barras de 138 kv de la SE. Quencoro, prevé que las líneas L-1001, L-1002, L-1003, L-1005 y la CH. Machupicchu, estén en servicio. Se origina interrupción del suministro en el área de influencia atendida por los transformadores T y T Al desconectar la línea L- 1005, el subsistema Machupicchu Cachimayo Dolorespata que se crea, queda aislado del SEIN. Además la línea L-1005 queda con tensión de retorno atendiendo la carga de la SE. Combapata. Es recomendable desconectar primero la línea L- 1002, el transformador T47-131, la línea L-1004, desconectar la carga de SEDACUSCO y luego desconectar la línea L Asimismo en el proceso de normalización es recomendable energizar la barra desde la SE. Tintaya, normalizar el suministro de SEDACUSCO, sincronizar el subsistema aislado a través de la línea L-1004 en la SE. Dolorespata y normalizar la línea L Las definiciones y abreviaturas utilizadas en la estandarización de cada Procedimiento de Maniobra, realizado sobre la base de la secuencia de maniobras alcanzadas por REP, se muestran en el Anexo 2. La estandarización toma en consideración el Nivel Jerárquico de comunicación establecido para la coordinación de la operación en tiempo real, así como las consideraciones previas que cada uno de los responsables de la coordinación deben tener presente, antes de iniciar cualquier proceso de maniobras de desconexión y/o conexión de una instalación representativa del Sistema Eléctrico del ÁREA NORTE, ÁREA CENTRO y ÁREA SUR de REP, lo cual permitirá evitar errores de operación. Ver Anexos 3.1, 3.2 Y 3.3. Con la finalidad de visualizar los pasos del proceso de desconexión y/o conexión de las líneas de transmisión, barras colectoras y transformadores de potencia de 220/138/60/22.9/10.5 kv, se ha elaborado un esquema unifilar para cada procedimiento, el cual permite ver en detalle los elementos de maniobra sobre los cuales se actúa en cada paso del proceso de maniobras. Asimismo en dichos esquemas la capacidad de las líneas expresadas en amperios es el correspondiente a los transformadores de medida. Ver Anexo 4.1, 4.2 Y 4.3. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 22 de 54

9 8.1 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 220, 138 y 60 kv, del Área Norte del sistema eléctrico de REP. Los Procedimientos de Maniobra estandarizados son: Línea de Transmisión L-2249: Línea 220 kv que enlaza la SE. TALARA y la SE. ZORRITOS; su desconexión indispone el transformador T de la SE. Zorritos, aislando la barra de 66 kv del SEIN y prevé que la CT. TUMBES esté en servicio para atender el suministro del área de influencia de esta subestación, y que el reactor de 20 MVAR de la SE. TALARA esté asociado a la línea para compensar los reactivos que esta línea genera en vació. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P01- REP-AN-L2249 y T33-261, Y Anexo 4.1: Esquema N E01- REP-AN-L2249 y T Línea de Transmisión L-2248: Línea de 220 kv que une la SE. PIURA OESTE y la SE. TALARA, su indisponibilidad prevé que la CT. MALACAS, esté en servicio con la unidad TGN-4 y una unidad de 15 MW, para atender la demanda del subsistema Talara Zorritos, que queda aislado del SEIN. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P02-REP-AN-L2248 y Anexo 4.1: Esquema N E02-REP-AN-L2248. Línea de Transmisión L-2238: Línea de 220 kv que enlaza la SE. CHICLAYO OESTE y la SE. PIURA OESTE. Su desconexión prevé que la CT. MALACAS esté en servicio con la unidad TGN-4 y una unidad de 15 MW, para atender la demanda del subsistema Piura Oeste - Talara Zorritos, que queda aislado del SEIN, Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P03-REP-AN-L2238 y Anexo 4.1: Esquema N E03-REP-AN- L2238. Línea de Transmisión L-2236: Línea de 220kV que une la SE. GUADALUPE y la SE. CHICLAYO OESTE. Su desconexión origina el subsistema Chiclayo Oeste - Piura Oeste Talara zorritos, que queda aislado del SEIN y prevé que la unidad TGN-4 de la CT. MALACAS y como mínimo dos grupos de la CH. CARHUAQUERO, estén en servicio, para atender la demanda del referido subsistema. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P04-REP-AN-L2236 y Anexo 4.1: Esquema N E04-REP-AN-L2236. Línea de Transmisión L-2234: Línea de 220kV que une la SE. GUADALUPE y la SE. TRUJILLO NORTE. Su indisponibilidad Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 23 de 54

10 origina el subsistema Guadalupe - Chiclayo Oeste - Piura Oeste Talara zorritos, que queda aislado del SEIN y prevé que la unidad TGN-4 de la CT. MALACAS y que la CH. CARHUAQUERO, estén en servicio, para atender la demanda del referido subsistema. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P05-REP-AN-L2234 y Anexo 4.1: Esquema N E05-REP-AN- L2234. Línea de Transmisión L-2232: Línea de 220kV que une la SE. CHIMBOTE 1 y la SE. TRUJILLO NORTE. Su indisponibilidad prevé que la línea L-2233 esté en servicio. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P06-REP-AN-L2232 y Anexo 4.1: Esquema N E06-REP-AN-L2232. Línea de Transmisión L-2233: Línea de 220kV que une la SE. CHIMBOTE 1 y la SE. TRUJILLO NORTE. Su indisponibilidad prevé que la línea L-2232 esté en servicio. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P07-REP-AN-L2233 y Anexo 4.1: Esquema N E07-REP-AN-L2233. Línea de Transmisión L-2215: Línea de 220kV que une la SE. PARAMONGA NUEVA y la SE. CHIMBOTE 1. Su indisponibilidad aísla el sistema del Área Norte del SEIN y prevé que las Centrales de Generación del Área Norte CT. MALACAS, CH. CARHUAQUERO, CH. GALLITO CIEGO Y LA CH. CAÑÓN DEL PATO, estén en servicio, para atender la demanda de las subestaciones Chimbote 1, Trujillo Norte, Guadalupe, Chiclayo Oeste, Piura Oeste, Talara y Zorritos. Asimismo prevé que SIDERPERU opere la planta con sólo un horno con carga lineal y que las unidades TG1 y TG3 de la CT. Chimbote estén en servicio con mínima carga. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P08-REP-AN-L2215 y Anexo 4.1: Esquema N E08-REP-AN-L2215. Subestación ZORRITOS: Barras de 60 kv. La desconexión de la barra de 60 kv, origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Tumbes y Mancora, y prevé que la CT. TUMBES quede en sistema aislado con la demanda del área de influencia la SE. Nueva CT. Tumbes. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P09-REP-AN-SEZORRI y Anexo 4.1: Esquema N E09-REP-AN-SEZORRI. Subestación TALARA: Transformador T /13.2 kv. La desconexión del transformador origina que la subestación de 13.2/33 kv quede aislada del SEIN y su demanda sea atendida con una unidad de 15 MW de la CT. MALACAS. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P10-REP-AN- SETALAR y Anexo 4.1: Esquema N E10-REP-AN-SETALAR. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 24 de 54

11 Subestación TALARA: Cambio de Barras de 220 kv. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P11-REP-AN-SETALAR y Anexo 4.1: Esquema N E11-REP-AN-SETALAR. Subestación PIURA OESTE: Transformador T /60/10 kv. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P12-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N E12-REP-AN-SEPIURA. Subestación PIURA OESTE: Transformador T /60/10 kv. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P13-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N E13-REP-AN-SEPIURA. Subestación PIURA OESTE: Barra de 60 kv. Su desconexión prevé interrupción del suministro en SE. Chulucanas, SE. Textil Piura y en la SE. La Unión. Origina dos subsistemas aislados del SEIN, cuya demanda será cubierta por la CT. PIURA, CT. PAITA, la CH. POECHOS y la CH. CURUMUY, uno de los transformadores de 220/60/10 kv, queda alimentado la barra de 10 kv y el otro transformador queda indisponible. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P14- REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N E14-REP-AN- SEPIURA. Subestación PIURA OESTE: Barra de 220 kv. Su desenergización prevé interrupción del suministro en SE. Chulucanas, SE. Textil Piura y en la SE. La Unión y origina tres subsistemas aislados del SEIN, dos en la red de 60 kv cuya demanda será cubierta por la CT. PIURA, CT. PAITA, la CH. POECHOS y la CH. CURUMUY, y el subsistema en 220 kv cuyo suministro será atendido por la CT. MALACAS. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P15-REP-AN-SEPIURA y Anexo 4.1: Esquema N E15-REP-AN-SEPIURA. Subestación CHICLAYO OESTE: Transformador T /60/10/0.38 kv. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P16-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N E16-REP-AN-SECHICL. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 25 de 54

12 Subestación CHICLAYO OESTE: Transformador T /60/10/0.38 kv. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P17-REP-AN-SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N E17-REP-AN-SECHICL. Subestación CHICLAYO OESTE: Compensador Estático SVC-2. La indisponibilidad este equipo requiere que el flujo de potencia reactiva sea cero MVAR antes de proceder a su desconexión. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P18-REP-AN- SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N E18-REP-AN-SECHICL. Subestación CHICLAYO OESTE: Cambio de Barras de 220 kv. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P19-REP-AN- SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N E19-REP-AN-SECHICL. Subestación CHICLAYO OESTE: Cambio de Barras de 60 kv. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P20-REP-AN- SECHICL y Anexo 4.1: Esquema N E20-REP-AN-SECHICL. Subestación GUADALUPE: Transformador T /60/10 kv. La desconexión de este transformador prevé que el transformador T esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P21-REP-AN-SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N E21-REP-AN-SEGUADA. Subestación GUADALUPE: Transformador T /60/10 kv. Su desconexión prevé que el Transformador T esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P22- REP-AN-SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N E22-REP-AN- SEGUADA. Subestación GUADALUPE: Cambio de Barras de 220 kv. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P23-REP-AN- SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N E23-REP-AN-SEGUADA. Subestación GUADALUPE: Barra de 60 kv. Su desconexión prevé interrupción del suministro en SE. Pacasmayo y origina dos subsistemas aislados del SEIN. La demanda SE. Cemento Norte Pacasmayo será atendida por la Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 26 de 54

13 CT. CN. PACASMAYO y la demanda del área de influencia de la Subestación Cajamarca, será atendida por la CH. GALLITO CIEGO. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P24-REP-AN- SEGUADA y Anexo 4.1: Esquema N E24-REP-AN-SEGUADA. Subestación TRUJILLO NORTE: Autotransformador AT /138/10 kv. Su desconexión prevé que el anillo de 138 kv esté cerrado, que el autotransformador AT esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P25-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N E25-REP- AN-SETRUJI. Subestación TRUJILLO NORTE: Autotransformador AT /138/10 kv. Su desconexión prevé que el compensador estático SVC-1 este fuera de servicio y el anillo de 138 kv esté abierto, asimismo que el autotransformador AT esté en servicio y que la carga que asuma no supere su capacidad nominal. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P26-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N E26-REP- AN-SETRUJI. Subestación TRUJILLO NORTE: Transformador T /10 kv. Su desconexión origina interrupción del suministro en el área de influencia atendida por la barra de 10 kv, además prevé que el compensador estático SVC-1 este fuera de servicio y su seccionador de 138 kv SE-4131 esté abierto y que los interruptores IN-4054 e IN-4084 estén cerrados con los mandos deshabilitados como medida de seguridad ante la perdida de los servicios auxiliares. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P27-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N E27-REP-AN-SETRUJI. Subestación TRUJILLO NORTE: Compensador Estático SVC-1. La indisponibilidad este equipo requiere que el flujo de potencia reactiva sea cero MVAR antes de proceder a su desconexión, posterior a su puesta fuera de servicio es conveniente cerrar el anillo de 138 kv. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P28-REP-AN-SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N E28-REP-AN-SETRUJI. Subestación TRUJILLO NORTE: Cambio de Barras de 220 kv. Se consideran dos casos en función al requerimiento inicial que se tenga al momento de desenergizar la Barra A o la Barra B. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P29-REP-AN- SETRUJI y Anexo 4.1: Esquema N E29-REP-AN-SETRUJI. Subestación CHIMBOTE 1: Autotransformador AT /138/13.8 kv. Su desconexión prevé que el Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 27 de 54

14 autotransformador AT y las barras de 220 y 138 kv estén en servicio, obliga a restringir la generación de la CH. CAÑÓN DEL PATO a 160 MW, para evitar sobrecarga en AT Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P30-REP-AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N E30-REP-AN-SECHIMB. Subestación CHIMBOTE 1: Barra de 13.8 kv. Su indisponibilidad prevé la puesta fuera de servicio de los Banco de Condensadores BC-1 y BC-2 de 20 y 15 MVAR respectivamente. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P31-REP- AN-SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N E31-REP-AN- SECHIMB. Subestación CHIMBOTE 1: Barra A de 220 kv. Su indisponibilidad prevé que la Barra B de 220 kv este en servicio, a través de la cual los equipos de 220 kv que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P32-REP-AN- SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N E32-REP-AN-SECHIMB. Subestación CHIMBOTE 1: Barra B de 220 kv. Su desconexión, prevé que la Barra A de 220 kv este en servicio, a través de la cual los equipos de 220 kv que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P33-REP-AN- SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N E33-REP-AN-SECHIMB. Subestación CHIMBOTE 1: Barra A de 138 kv. Su desconexión, prevé que la Barra B de 138 kv este en servicio, a través de la cual los equipos de 138 kv que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P34-REP-AN- SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N E34-REP-AN-SECHIMB. Subestación CHIMBOTE 1: Barra B de 138 kv. Su indisponibilidad prevé que la Barra A de 138 kv este en servicio, a través de la cual los equipos de 138 kv que están en servicio en ésta subestación, continúen operando sin dificultad. Ver Anexo 3.1: Procedimiento N P35-REP-AN- SECHIMB y Anexo 4.1: Esquema N E35-REP-AN-SECHIMB. 8.2 Estandarización de los Procedimientos de Maniobras de Líneas de Transmisión y Equipos representativos en Subestaciones de 220, 138 y 60 kv, del Área Centro del sistema eléctrico de REP. Los Procedimientos de Maniobra estandarizados son: Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 28 de 54

15 Línea de Transmisión L-2213: Línea 220 kv que enlaza la SE. PARAMONGA NUEVA y la SE. HUACHO; su desconexión, prevé que las líneas L-2253, L-2254, L-2258, L-2259 y L-2224, estén en servicio. Asimismo antes de proceder con la desenergización, se debe regular la generación del área norte y la CT. AGUAYTIA hasta lograr que el flujo en la referida línea sea menor a 50 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P01- REP-AC-L2213 Y Anexo 4.2: Esquema N E01-REP-AC-L2213. Línea de Transmisión L-2212: Línea 220 kv que enlaza la SE. HUACHO y la SE. ZAPALLAL; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2253, L-2254, L-2258, L-2259 y L-2224, estén en servicio. Asimismo antes de proceder con la desenergización, se debe regular la generación del área norte y la CT. AGUAYTIA hasta lograr que el flujo en la referida línea sea menor a 50 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P02-REP- AC-L2212 Y Anexo 4.2: Esquema N E02-REP-AC-L2212. Línea de Transmisión L-2221: Línea 220 kv que enlaza la SE. ZAPALLAL y la SE. HUAYUCACHI; su indisponibilidad prevé que las líneas que salen de la SE. Campo Armiño y las L-2008, L-2009, L-2015, L-2716 y L-2212, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P03-REP-AC-L2221 Y Anexo 4.2: Esquema N E03-REP-AC-L2221. Línea de Transmisión L-2242: Línea 220 kv que enlaza la SE. ZAPALLAL y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2243, esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2242 y L-2243 antes de proceder con la desconexión sea menor a 200 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P04- REP-AC-L2242 Y Anexo 4.2: Esquema N E04-REP-AC-L2242. Línea de Transmisión L-2243: Línea 220 kv que enlaza la SE. ZAPALLAL y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2242, esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2242 y L-2243 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 200 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P05-REP-AC-L2243 Y Anexo 4.2: Esquema N E05-REP- AC-L2243. Línea de Transmisión L-2244: Línea 220 kv que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2245 y L-2246, estén en servicio y que el flujo total de las líneas L-2244, L-2245 y L-2246 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 360 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P06-REP-AC-L2244 Y Anexo 4.2: Esquema N E06-REP-AC-L2244. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 29 de 54

16 Línea de Transmisión L-2245: Línea 220 kv que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2244 y L-2246, estén en servicio y que el flujo total de las líneas L-2244, L-2245 y L-2246 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 360 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P07-REP-AC-L2245 Y Anexo 4.2: Esquema N E07-REP-AC-L2245. Línea de Transmisión L-2246: Línea 220 kv que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. VENTANILLA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2244 y L-2245, estén en servicio y que el flujo total de las líneas L-2244, L-2245 y L-2246 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 360 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P08-REP-AC-L2246 Y Anexo 4.2: Esquema N E08-REP-AC-L2246. Línea de Transmisión L-2003: Línea 220 kv que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2004 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2003 y L-2004 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P09-REP-AC-L2003 Y Anexo 4.2: Esquema N E09-REP-AC-L2003. Línea de Transmisión L-2004: Línea 220 kv que enlaza la SE. CHAVARRIA y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2003 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2003 y L-2004 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P10-REP-AC-L2004 Y Anexo 4.2: Esquema N E10-REP-AC-L2004. Línea de Transmisión L-2010: Línea 220 kv que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2011 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2010 y L-2011 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P11-REP-AC-L2010 Y Anexo 4.2: Esquema N E11-REP- AC-L2010. Línea de Transmisión L-2011: Línea 220 kv que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. SANTA ROSA; su indisponibilidad prevé que la línea L-2010 esté en servicio y que el flujo total de las líneas L-2010 y L-2011 antes de proceder con la desconexión prevista sea menor a 180 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P12-REP-AC-L2011 Y Anexo 4.2: Esquema N E12-REP- AC-L2011. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 30 de 54

17 Línea de Transmisión L-2205: Línea 220 kv que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas que salen de la SE. CAMPO ARMIÑO y las L-2008, L-2009, L-2015, L-2716 y L-2226, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. SAN JUAN no sea mayor de 214 kv. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P13-REP- AC-L2205 Y Anexo 4.2: Esquema N E13-REP-AC-L2205. Línea de Transmisión L-2206: Línea 220 kv que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas que salen de la SE. Campo Armiño y las L-2008, L-2009, L-2015, L-2716 y L-2226, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. SAN JUAN no sea mayor de 214 kv. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P14-REP- AC-L2206 Y Anexo 4.2: Esquema N E14-REP-AC-L2206. Línea de Transmisión L-2090: Línea 220 kv que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. CANTERA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2207 y L-2208, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P15-REP-AC-L2090 Y Anexo 4.2: Esquema N E15-REP-AC-L2090. Línea de Transmisión L-2207: Línea 220 kv que enlaza la SE. CANTERA y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2208 y L-2090, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P16-REP-AC-L2207 Y Anexo 4.2: Esquema N E16-REP-AC-L2207. Línea de Transmisión L-2208: Línea 220 kv que enlaza la SE. SAN JUAN y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2207 y L-2090, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P17-REP-AC-L2208 Y Anexo 4.2: Esquema N E17-REP-AC-L2208. Línea de Transmisión L-2203: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2204 y L-2231, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. INDEPENDENCIA no sea mayor de 225 kv. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P18-REP-AC-L2203 Y Anexo 4.2: Esquema N E18-REP-AC-L2203. Línea de Transmisión L-2231: Línea 220 kv que enlaza la SE. HUANCAVELICA y la SE. INDEPENDENCIA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2203 y L-2204, estén en servicio y que el nivel de tensión en barras de la SE. INDEPENDENCIA no sea mayor de 225 kv. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P19-REP-AC-L2231 Y Anexo 4.2: Esquema N E19-REP-AC-L2231. Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 31 de 54

18 Línea de Transmisión L-2209/L-2211: Línea 220 kv que enlaza la SE. INDEPENDENCIA, SE. ICA y la SE. MARCONA; su indisponibilidad origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Ica y SE. Marcona y prevé que la CT. SAN NICOLÁS estén en servicio para atender la demanda del cliente SHOUGANG. Luego de aislar del SEIN el subsistema en la SE. San Nicolás, se desconecta la línea L-2209 en la SE. Independencia. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P20-REP- AC-L2209/L2211 Y Anexo 4.2: Esquema N E20-REP-AC- L2209/L2211. Línea de Transmisión L-6627: Línea 60 kv que enlaza la SE. MARCONA y la SE. SAN NICOLÁS; su indisponibilidad prevé que la línea L-6628 esté en servicio y limitar el consumo del cliente SHOUGANG a 38 MW, para evitar sobrecarga en la línea L Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P21-REP-AC-L6627 Y Anexo 4.2: Esquema N E21-REP- AC-L6627. Línea de Transmisión L-6628: Línea 60 kv que enlaza la SE. MARCONA y la SE. SAN NICOLÁS; su indisponibilidad prevé que la línea L-6627 esté en servicio y limitar el consumo del cliente SHOUGANG a 38 MW, para evitar sobrecarga en la línea L Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P22-REP-AC-L6628 Y Anexo 4.2: Esquema N E22-REP- AC-L6628. Línea de Transmisión L-2201: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2202, L-2205, L-2206 y L-2226, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P23-REP-AC- L2201 Y Anexo 4.2: Esquema N E23-REP-AC-L2201. Línea de Transmisión L-2202: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2201, L-2205, L-2206 y L-2226, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P24-REP-AC- L2202 Y Anexo 4.2: Esquema N E24-REP-AC-L2202. Línea de Transmisión L-2204: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. HUANCAVELICA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2203 y L-2231, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P25-REP-AC- L2204 Y Anexo 4.2: Esquema N E25-REP-AC-L2204. Línea de Transmisión L-2218: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. PACHACHACA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2219 y L-2226, estén Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 32 de 54

19 en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P26-REP-AC- L2218 Y Anexo 4.2: Esquema N E26-REP-AC-L2218. Línea de Transmisión L-2219: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. PACHACHACA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2218 y L-2226, estén en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P27-REP-AC- L2219 Y Anexo 4.2: Esquema N E27-REP-AC-L2219. Línea de Transmisión L-2220: Línea 220 kv que enlaza la SE. CAMPO ARMIÑO y la SE. HUAYUCACHI; su indisponibilidad prevé que la línea L-2221 esté en servicio. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P28-REP-AC-L2220 Y Anexo 4.2: Esquema N E28-REP-AC-L2220. Línea de Transmisión L-2222: Línea 220 kv que enlaza la SE. PACHACHACA y la SE. PURUNHUASI; su indisponibilidad prevé que la línea L-2223 esté en servicio, que el flujo total en las líneas L-2222 y L-2223 antes de iniciar el proceso de desconexión, no sea mayor a 240 MW y que el anillo de 220 kv de la SE. PACHACHACA, esté cerrado. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P29-REP-AC-L2222 Y Anexo 4.2: Esquema N E29-REP-AC-L2222. Línea de Transmisión L-2223: Línea 220 kv que enlaza la SE. PACHACHACA y la SE. PURUNHUASI; su indisponibilidad prevé que la línea L-2222 esté en servicio, que el flujo total en las líneas L-2222 y L-2223 antes de iniciar el proceso de desconexión, no sea mayor a 240 MW y que el anillo de 220 kv de la SE. PACHACHACA, esté cerrado. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P30-REP-AC-L2223 Y Anexo 4.2: Esquema N E30-REP-AC-L2223. Línea de Transmisión L-2226: Línea 220 kv que enlaza la SE. PACHACHACA y la SE. POMACOCHA; su indisponibilidad prevé que las líneas L-2222 y L-2223 estén en servicio, que el anillo de 220 kv de la SE. Pachachaca esté cerrado y que el flujo total por las líneas L-2222, L-2223 y L-2226 saliendo de la SE. PACHACHACA sea menor a 450 MW. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P31-REP-AC-L2226 Y Anexo 4.2: Esquema N E31-REP-AC-L2226. Línea de Transmisión L-1120: Línea 138 kv que enlaza la SE. PARAGSHA II y la SE. HUANUCO; su indisponibilidad prevé que la línea L-1121 y los autotransformadores de la SE. Paragsha II y SE. Tingo Maria estén en servicio, que el nivel de tensión en las barras extremas no sea menor a 124 kv, asimismo el flujo en la referida línea, antes de iniciar el proceso de desconexión sea menor a 30 MW y sus reactivos Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 33 de 54

20 sea el más cercano a cero MVAR. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P32-REP-AC-L1120 Y Anexo 4.2: Esquema N E32-REP-AC-L1120. Línea de Transmisión L-1121: Línea 138 kv que enlaza la SE. HUANUCO y la SE. TINGO MARIA; su indisponibilidad prevé que la línea L-1120 y los autotransformadores de la SE. Paragsha II y SE. Tingo Maria estén en servicio, que el nivel de tensión en la barra de la SE. Tingo Maria sea menor a 132 kv, asimismo el flujo en la referida línea, antes de iniciar el proceso de desconexión sea menor a 30 MW y sus reactivos sea el más cercano a cero MVAR. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P33-REP-AC-L1121 Y Anexo 4.2: Esquema N E33-REP-AC-L1121. Línea de Transmisión L-1122: Línea 138 kv que enlaza la SE. TINGO MARIA y la SE. AUCAYACU; su indisponibilidad prevé que las líneas L-1120 y L-1121 estén en servicio y que el nivel de tensión en la barra de la SE. Tingo Maria sea menor a 134 kv, asimismo origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Aucayacu y SE. Tocache. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P34-REP-AC-L1122 Y Anexo 4.2: Esquema N E34-REP-AC-L1122. Línea de Transmisión L-1124 Y T35-121: Línea 138 kv que enlaza la SE. AUCAYACU y la SE. TOCACHE; su indisponibilidad origina interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Tocache. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P35-REP-AC-L1124 y T Y Anexo 4.2: Esquema N E35-REP-AC-L1124 y T Subestación PARAMONGA NUEVA: Autotransformador AT /132/66 kv. Su desconexión aísla la CH. CAHUA del SEIN y limita su generación a la demanda de la barra de 13.8 kv de la SE. Paramonga Existente. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P36-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E36-REP-AC-SEPARAM. Subestación PARAMONGA NUEVA: Transformador T /66 kv. Su indisponibilidad prevé que el autotransformador AT esté en servicio y se originará interrupción momentánea del suministro en la red de 66 kv al momento de su desconexión y/o reconexión. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P37-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E37-REP-AC-SEPARAM. Subestación PARAMONGA NUEVA: Barra de 66 kv. Su indisponibilidad originará interrupción del suministro en el área de influencia de la SE. Nueve de Octubre y SE. Supe. Ver Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 34 de 54

21 Anexo 3.2: Procedimiento N P38-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E38-REP-AC-SEPARAM. Subestación PARAMONGA NUEVA: Barra de 220 kv. La indisponibilidad de la barra de 220 kv, prevé que las líneas de 220 kv de ISA PERÚ L-2253, L2254, L-2258, L-2259 y L-2224, estén en servicio y originará dos subsistemas aislados del SEIN, el sistema de 220 kv del ÁREA NORTE y el subsistema de 138 kv de la CH. CAHUA, asimismo el suministro del área de influencia de la SE. Nueve de Octubre y SE. Supe quedará interrumpido. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P39-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E39-REP-AC-SEPARAM. Subestación HUACHO: Transformador T /66/10 kv. Su indisponibilidad prevé que la línea L-6694 esté en servicio y transferir la carga de la SE. Hualmay a la SE. Paramonga Nueva, y requiere que el flujo en la línea L sea menor a 60 MW, asimismo se originará interrupción del suministro en la SE. Andahuasi. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P40-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E40-REP-AC-SEPARAM. Subestación HUACHO: Barra de 220 kv. Su desconexión prevé que las líneas L-2253, L2254, L-2258, L-2259 y L-2224 estén en servicio y que el flujo en la línea L2213 sea menor a 50 MW, asimismo requiere que la línea L-6694 esté en servicio y transferir la carga de la SE. Hualmay a la SE. Paramonga Nueva. Además prevé que durante el periodo de indisponibilidad de esta barra, se limite la generación del ÁREA NORTE, o de la CT. AGUAYTIA o de la CH. YUNCAN y YAUPI a la capacidad de las líneas L-2258, L-2259 y L-2224, además se originará interrupción del suministro en la SE. Andahuasi. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P41-REP-AC- SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E41-REP-AC-SEPARAM. Subestación HUACHO: Barra de 66 kv. Su desconexión prevé que la línea L-6694 esté en servicio y transferir la carga de la SE. Hualmay a la SE. Paramonga Nueva y además originaré interrupción del suministro en la SE. Andahuasi. Ver Anexo 3.2: Procedimiento N P42-REP-AC-SEPARAM Y Anexo 4.2: Esquema N E42-REP-AC-SEPARAM. Subestación ZAPALLAL: Barra de 220 kv. Su desconexión prevé que las líneas L-2253, L2254, L-2258, L-2259 y L-2224 estén en servicio y que el flujo en la línea L2213 sea menor a 50 MW. Además quiere que durante el periodo de indisponibilidad de esta barra, se limite la generación del Revisión, Evaluación y Estandarización de los Procedimientos de Maniobras Página 35 de 54