análisis de flujos de potencia sein

8/10/2019 Análisis de Flujos de Potencia SEIN

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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONESDEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

ANEXO N° 6

Estudio de Flujo de Potencia

Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó27/03/06 00 Estudio de Flujos de Potencia COES COES COES23/04/10 01 Estudio de Flujos de Potencia EDPSAC COES COES



Estudio de Coordinación de las Protecciones

del Sistema Interconectado Nacional AECP-2010

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ÍNDICE1. INTRODUCCION ........................................................................................................................ 3 2. OBJETIVO .................................................................................................................................. 3

3. ALCANCE ................................................................................................................................... 3

4. CONFORMACION DE LA BASE DE DATOS DEL SEIN ...................................................................... 3

1.1 Proceso de revisión de datos del SEIN ................................................................................ 3

1.2 Expansión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al año 2011 ............................... 4

EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION ..................................................................................... 4

EXPANSION DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION ..................................................................................... 6

CONEXIÓN DE NUEVAS CARGAS Y AMPLIACIONES ............................................................................. 6

EXPANSION DEL SISTEMA DE GENERACION ....................................................................................... 7

INTEGRACION DE SISTEMAS AISLADOS ............................................................................................. 8

PROYECCION DE LA DEMANDA VEGETATIVA ..................................................................................... 9

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES ............................................................................................. 9

5. DEFINICION DE LOS ESCENARIOS DE ANALISIS.......................................................................... 10

5.1. IDENTIFICACIÓN TOPOLÓGICA DEL SEIN ....................................................................................... 10

5.2. ESCENARIOS DE ANÁLISIS ........................................................................................................... 11

5.3. PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA EL AÑO 2011 .............................................................................. 12

5.4. DEFINICIÓN DEL DESPACHO DE GENERACIÓN .................................................................................. 13

6. METODOLOGÍA ....................................................................................................................... 15

6.1. ANÁLISIS DE ESTADO ESTACIONARIO ................................................................................... 15

7. CRITERIOS ............................................................................................................................... 15

7.1. NIVELES DE TENSION ........................................................................................................... 16

7.2. DESPACHO DE REACTIVO ..................................................................................................... 16

7.3. CARGA DE LÍNEAS Y TRANSFORMADORES ............................................................................ 16 8. ANALISIS DE LOS RESULTADOS ................................................................................................ 17

9. GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................................................... 18

10. REFERENCIAS ....................................................................................................................... 19





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1. INTRODUCCION

El incremento del número de instalaciones eléctricas en el Sistema Eléctrico InterconectadoNacional (SEIN) está asociado con la instalación de nueva generación, nuevas líneas detransmisión, nuevos centros de transformación y ampliaciones de las instalacionesexistentes. Bajo este contexto, el organismo operador del sistema (COES) se ve obligadoperiódicamente a revisar las condiciones de operación del sistema con el fin de evaluar elimpacto sobre el comportamiento en estado estacionario del SEIN.

A efectos de satisfacer los requerimientos de la “Actualización del Estudio de Coordinaciónde Protecciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - Año 2010” se llevaron acabo las tareas necesarias que permitieron simular los flujos de potencia del SEIN en elcorto plazo (Años 2010 y 2011).

2. OBJETIVOLa confección y posterior análisis de los flujos de potencia tienen por objeto el suministro devalores nominales de operación, sirviendo como introducción a los estudios de cortocircuitoy posterior ajuste del sistema de protecciones. Asimismo permite elaborar un diagnósticodel sistema, en cuanto a su funcionamiento en estado estacionario.

3. ALCANCERealizar el análisis del comportamiento en estado estacionario del SEIN, bajo condicionesnormales de operación, para los años 2010 y 2011, considerando los escenarioshidrológicos de avenida y estiaje en condiciones de máxima demanda, media demanda ymínima demanda respectivamente, en los cuales se verificará la coordinación del sistemade protecciones.

4. CONFORMACION DE LA BASE DE DATOS DEL SEINInicialmente, se centró el interés en la consolidación de la base de datos correspondientetanto al equipamiento principal de transmisión en servicio (líneas de transmisión, equiposde transformación y compensación reactiva), así como también de generadores hidráulicosy térmicos. Las tareas de verificación y análisis de coherencia resultaron en la base dedatos conformada que se presenta en el Anexo N° 1.

Una vez consolidada la base de datos del SEIN se procedió a la preparación de los flujosde potencia, considerando los despachos y la distribución de demanda aportados por elorganismo operador del sistema (COES) para cada escenario de referencia.

1.1 Proceso de revisión de datos del SEIN

Se desarrolló una revisión de la Base de Datos, que comprendió la verificación detopología del sistema de subtransmisión y distribución así como los parámetroseléctricos de los transformadores del sistema de distribución, con lo cual se obtuvouna Base de Datos apta para los estudios involucrados en estado estacionario,cortocircuito y estabilidad transitoria.





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La información del sistema eléctrico interconectado nacional fue suministrada por elorganismo operador (COES-SINAC), en formato *.pfd (archivo generado por el

programa Digsilent Power Factory V14), del cual se obtuvo la siguiente información:

Modelo de red del SEIN para el año 2010. Biblioteca de los equipos con sus parámetros eléctricos, capacidad nominal de

transmisión de las líneas, potencia nominal de los transformadores de potencia ygeneradores síncronos del SEIN.

Despachos de generadores y distribución de demandas del SEIN para el año2010, para los escenarios hidrológicos de avenida y estiaje en máxima demanda,media demanda y mínima demanda respectivamente.

Equipos de compensación reactiva del SEIN. Motores síncronos y asíncronos de las plantas de algunas compañías mineras.

En dicho archivo las demandas de las empresas distribuidoras están reflejadas a lasbarras de media tensión de las subestaciones de distribución y están especificadasmediante la potencia activa y el respectivo factor de potencia.

El proceso inicial de verificación consistió en comparar el diagrama unifilar del SEIN ylos diagramas unifilares de las empresas distribuidoras con la topología de redestablecida para el año 2010 en formato DIGSILENT. A partir de esta tarea segeneraron los primeros reportes de equipos existentes y faltantes. Con posterioridad,los datos disponibles se sometieron a los respectivos análisis de coherencia.

La etapa de actualización, perfeccionamiento y constitución de la base de datos sedesarrolló a través de sucesivas verificaciones lo que permitió obtener una base dedatos lo suficientemente consistente con el propósito del estudio, coordinar elsistema de protecciones del sistema eléctrico interconectado nacional.

Cabe destacar que en aquellos casos en que los parámetros de algunos equipos nopudieron obtenerse a partir de información fidedigna, se adoptaron valores típicos.

1.2 Expansión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al año 2011

Para el horizonte de análisis establecido se han considerado los principalesproyectos de generación, transmisión e ingreso o ampliación de cargas mineras eindustriales, los cuales se resumen a continuación

EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISIONLos proyectos de transmisión considerados corresponden a aquellos proyectosincluidos en el informe técnico de Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2010 -Abril 2011, elaborado por el COES-SINAC.

En el siguiente cuadro se presenta un resumen de los principales proyectos detransmisión a ejecutarse en el SEIN en el horizonte de análisis:





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Cuadro 1.2.1: Proyectos de Transmisión

Nueva S.E. Chillón (EDELNOR)

Dos Trafos. 200/62.457/10 kV, 120/120/40 MVASe alimentará desde la S.E. Ventanilla

con dos líneas en 220 kV, de longitud 1.5 km c/u,enlaces 60 kV a las S.E. de Naranjal, Pampilla y

Oquendo

2010

Ampliación Subestación Balnearios(LDS)

Cuarto Trafo. 200/62.457/10 kV, 120/120/40 MVA 2010

Ampliación Subestación San Juan(LDS)

Reemplazo de Trafo.120/120/40 MVA por 180/180/60 MVA

2010

Ampliación Subestación Chilca (LDS) Reemplazo de Trafo.

85/85/28.33 MVA por 120/120/40 MVA2010

Ampliación Subestación San Juan(LDS)

Instalación de 4to. Trafo. 85/85/28.33 MVAProveniente de SE Chilca

2010

Ampliación Subestación Santa Rosa(LDS)

Reemplazo de Trafo.TR4 120/120/40 MVA por 180/180/60 MVA

2010

L.T. Chillón - Zapallal 60kV Linea 60kV, Chillón - Zapallal, longitud 8.35 km 2010

Proyecto L.T. Carhuamayo Nueva-Paragsha 2-ConocochaHuallanca-Cajamarca Norte

Tramo1 : Autrafo. 220/125kV S.E. Carhuamayo Nueva,

2 nuevas ternas en 220kV Carhuamayo-Paragsha22010

Línea en 220 kVChilca - La Planicie - Zapallal

Chilca Nueva - La Planicie, 50.1 kmDoble terna, AAAC 2 cond./fase, 350 MVA/terna

La Planicie - Zapallal Nueva, 39.1 km

2010

Ampliación Subestación Santa Rosa Reemplazo de Trafo. 2011L.T. 220 kV Independencia-Ica 2da terna en 220 kV, 55.19 km, 400 mm 2, 141 MVA 2011

L.T. Chilca - San Juan 220kV 4ta terna en 220kV, longitud 48.7 km 2011

Ampliación S.E. Azángaro Nuevo trafo 3 devanados en paralelo 132/60/22.9 kV 2011

Ampliación de la S.E. Piura Oeste Nuevo trafo 3 devanados en paralelo 220/60/10 kV 2011 Ampliación de la S.E. Pariac Cambio de configuración de las líneas de 66kV de T a 2011Repotenciación LT 220 kVPachachaca-Oroya Nueva

De 152 MVA a 220 MVA 2011

Ampliación Subestación Tingo María Nuevo Trafo. 220/138/10 kV, 50/50/20 MVA

Operación en paralelo al existente2011

Ampliación S.E. Trujillo Norte Cambio de configuraciónde la conexión en anillo a doble barra.

Incluye nuevo trafo de 3 devanados 138/22.9/10.5 kV.2011

L.T. Chimbote1 - Santa 138kV Cambio de punto de conexión de la línea L1116 deChimbote2 a Chimbote1, longitud 15.97 km

2011

Ampliación Subestación Barsi (EDN) Reemplazo deTrafo. 85/85/28.33 MVA por 120/120/40 MVA

2011

Repotenciación de L.T. 220 kVMantaro-Socabaya 505 MVA

Incluye instalación de un SVC +300/-200 MVAr,en la S.E. Socabaya

2011

Proyecto L.T. 220kVParagsha 2-Conococha-Huallanca-

Cajamarca Norte

Tramo 2: Línea en 220 kV, incluye Autotrafo. 220/138 kV en S.E. Huallanca

SVC en S.E. Cajamarca Norte +120/-60 MVAr 2011

Línea en 500 kVChilca - Carabayllo (Zapallal)

4 conductores por fase, 1400 MVA, 96 km y3 trafos de 3 devanados 500/220/22.9 kV

2011

PROYECTOPROYECTOS DE TRANSMISION EN EL HORIZONTE DE ESTUDIO

DESCRIPCION Año





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EXPANSION DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIONLos proyectos de transmisión considerados corresponden a aquellos proyectosincluidos en la propuesta de peajes y compensaciones para los sistemas secundariosde transmisión, correspondiente al periodo Mayo 2009 – Abril 2013, presentadas porlas empresas distribuidoras ante el OSINERGMIN.En el siguiente cuadro se presenta un resumen de los principales proyectos dedistribución a ejecutarse en el SEIN en el horizonte de análisis:

Cuadro 1.2.2: Proyectos de Distribución

Alimentación desde S.E.Independencia a S.E. Villacuri

Línea de Transmisión en 60 kV, 26.2 kmNueva S.E. Coelvisac II 15/20 MVA, 60/22.9 kV

se deriva a 16.4 km de S.E. Independencia2010

L.T. Callahuanca - Huanza 60kV Nueva S.E, Huanza, trafo 3 dev. 60/22.9/13.8 kV.Linea 60kV, Callahuanca-Huanza, longitud 28km .

2010

L.T. Heroes - Tacna 60kV Segunda terna en 60kV, longitud 5.58km,conectados a la barra de 60 kV de ambos extremos a 2010

Nueva SE La Villa (ELSM) Nueva S.E. La Villa (ELSM) 2010

Nueva SE Zarate (EDN) Nueva SE Zarate (EDN) 2010

SE Villa María (LDS) Ampliación Potencia Instalada 2010

SE Santa Anita (LDS) Ampliación Potencia Instalada 2010

L.T. en 60kV Barsi - Maranga 2da terna en 60 kV, longitud 3.34 km 2011L.T. en 60kV Línea interconexión en 60 kV, longitud 0.25 km 2011

Ampliación de la S.E. Mirones 4to trafo de 40MVA - 60/10kV 2011Repotenciación de las líneas en 60kVBalnearios - Neyra (L-631 y L-632)

Aumento de capacidad de 62 MVA A 92 MVA 2011

Reemplazo trafo S.E. Limatambo Reemplazo trafo a 50MVA - 58/10 kV 2011

Reemplazo trafo S.E. Neyra Reemplazo trafo a 50MVA - 58/10 kV 2011

Reemplazo trafo S.E. Puente Reemplazo trafo T3 a 50MVA - 58/10 kV 2011

Reemplazo trafo S.E. Balnearios Reemplazo trafo T3 a 50MVA - 58/10 kV 2011Reemplazo trafo S.E Chorrilos Reemplazo trafo de 3 devanados a 40/30/20 MVA 2011

Reemplazo trafo S.E Salamanca Reemplazo trafo a 50MVA - 58/10 kV 2011

Reemplazo trafo S.E. Villa Maria Reemplazo del trafo de 2 devanados a 3 devanados40 MVA - 60/22.9/10kV

2011

Ampliación de la S.E. Barranco Nuevo trafo 25 MVA, 58/10 kV 2011

Nueva SE Trujillo Oeste (HDNA) Conexión a la S.E. Trujillo Norte 138kV 2011SE Cajabamba (HDNA) Compensación reactiva de 3 MVAr, 22.9 kV 2011SE Pedrregal (ELSM) Implementación de bancos capacitores de 5MVAr c/u. 2011SE Tumbes (ENOSA) Implementación de banco capacitor de 5MVAr 2011Nueva SE Urubamba (ELSE) Conexión a S.E. Cachimayo en 60 kV 2011Nueva SE Señor de Luren Conexión a S.E. Ica en 60 kV 2011Nueva S.E. Huancané y S.E.Ananea Conexión a la S.E. Azángaro en 60kV 2011

DESCRIPCION AñoPROYECTO

PROYECTOS DE DISTRIBUCION EN EL HORIZONTE DE ESTUDIO

CONEXIÓN DE NUEVAS CARGAS Y AMPLIACIONESLa demanda de los grandes proyectos considerados, corresponden a aquellosproyectos mineros en ejecución, a ampliaciones de las más importantes empresas





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mineras e industriales incluidos en el informe técnico de Fijación de Tarifas en BarraPeriodo Mayo 2010 - Abril 2011, elaborado por el COES-SINAC.

En el siguiente cuadro resumen se presenta una relación de los principales proyectosde demanda a considerar en el horizonte de análisis:

Cuadro 1.2.3: Proyectos de Demanda

La zanja Cajamarca S.E. Chilete en 22.9 kV 1.5 0.5

Bayobar PiuraS.E. La Niña en 220 kV

seccionamiento a LT220 kVChiclayo Oeste-Piura Oeste

11.1 1.8

CementosPacasmayo(Ampliación)

LambayequeIncluye

segunda terna en 60kV7

Tantahuatay Cajamarca S.E. Cerro Corona 22.9 kV 1.5

Invicta Huaura S.E. Huacho en 66 kV 2.5 HP/3.5 HFP

Pucarrajo Ancash S.E. Huallanca Nueva 33 3.5

Antamina(Ampliación)

Ancash Incluye 2da terna 220kV 55

El Brocal Cerro de PascoSeccionamiento de la líneaL1703 (S.E. Huaraucaca)

7.4

RefineríaCajamarquilla(Ampliación)

Lima S.E. Refinería de Zinc,seccionamiento de la líneaL2008

40 HP/85 HFP

Muelle Sur - Callao LimaS.E. Sta. Marina 60/10 KV

(EDN)7

Breapampa Ayacucho S.E. Coracora en 22.9 KV 3.5

Cementos Andino(Ampliación)

JuninS.E. Condorcocha, ingreso

de trafo de 3 devanados10 10

Shougang IcaIncluye 3era terna en 60kVy dos bancos capacitores

de 16 y 32MVAr 13.3 6.74

Mina Shougang(Ampliación)

Ica S.E. Mina Shougang 12.56

Marcobre(Mina Justa)

Ica S.E. Marcona en 220 KV 5

Aceros del Sur(Ampliación)

Arequipa S.E. Parque Industrial 2.5 HP/4.5 HFP

Tía María Arequipa S.E. Montalvo en 220 kV 10 78

Pucamarca Tacna S.E. Los Heroes en 66 KV 8 HP/10 HFP

Anubia Apurimac .E. Abancay en 60 KV 2.5CementosOtorongo

Arequipa S.E. Mollendo 138 KV 10

NORTE

CENTRO

SUR

SUBESTACION DECONEXIÓN AL SEIN 2010 2011 AREA PROYECTO UBICACIÓN

AMPLIACIONES E INGRESOS DE CARGASEN EL HORIZONTE DE ESTUDIO

POTENCIA ADICONAL(MW)

EXPANSION DEL SISTEMA DE GENERACIONLos proyectos de transmisión considerados corresponden a aquellos proyectosincluidos en el informe técnico de Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2010 -Abril 2011, elaborado por el COES-SINAC.





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En el siguiente cuadro se presenta un resumen de los principales proyectos degeneración considerados en el horizonte de estudio:

Cuadro 1.2.4: Proyectos de Centrales de Generación Eléctrica

C.T. AIPSA1 Grupo de 28.8 MVA, 13.8 kV

Se conecta a la S.E. Paramonga_Existente en 13.8 kV23

C.H. Pías I

2 Grupos de 7.9 MVA, 6.3 kV, en paralelocon un trafo. Elevador 138/6.3 kV, 16 MVA, YNd5

Se conectara al SEIN en la S.E. Llacuabambacon línea en 138 kV, 21.7 km

12.6

CT MAPLEPlanta de Etanol

1 grupo de 37 MVA, 13.8kV, con un trafo elevador60/22.9/13.8kV. Línea de 60kV con conexión

a S.E. Piura Oeste, longitud 36 km30

C.H. Platanal con un trafo. Elevador 220/13.8 kV, 120 MVA, YNd1 c/uSe conectara al SEIN en la S.E. Chilca 220 kV 200

C.T. Kallpa(Grupo 3)

1 Grupo TG de 216 MVA, en 16.5 kVcon un trafo. Elevador 220/16.5 kV, 230 MVA, YNd1

Se conectara al SEIN en la S.E. Chilca Nueva 220 kV180

C.H. Carpapata1 Grupo de 7.88 MVA y 2 grupos de 3.5 MVA , 5.25 kV

con dos trafos. Elevadores 47/5.25 kV, 7 MVA y 7.6 MVAIncluye línea en 72.5 kV, 35 km hacía S.E. Condorcocha

12

C.T. Las Flores(Duke Energy)

1 Grupo TG de 216 MVA, en 16.5 kV

con un trafo. elevador 220/16.5 kV, 250 MVA, YNd1 c/uSe conectara al SEIN en la S.E. Chilca Nueva 220 kV 180

PROYECTOS DE GENERACION EN EL HORIZONTE DE ESTUDIO AÑOPOTENCIA (MW)

AREA PROYECTO DEGENERACION DESCRIPCION 2010 2011

NORTE

CENTRO

INTEGRACION DE SISTEMAS AISLADOSLos proyectos de integración de sistemas aislados al SEIN considerados en elhorizonte de análisis, corresponden a aquellos proyectos en ejecución y aquellosproyectos en etapa de estudio, tal como se aprecia en el siguiente cuadro:

S.E. Cerro CoronaNuevo Trafo. 220/60/22.9 kV en S.E. Cerro Corona

Alimenta P.S.E. Chota-Bambamarca2010

S.E. CutervoNuevo Trafo. 138/22.9/13.2 kV

se alimenta de una derivación de la líneaen 138 kV Carhuaquero -Jaen, a 97.5 km de Carhuaquero

2010

Ampliación S.E. Oxapampa

Nuevo Trafo. 132/60/22.9 kV en S.E. Oxapampay líneas de substransmisión en 60 kV para alimentar

a las subestaciones de Villa Rica, Pto. Bermudez, Pichanaki ySatipo

2011

L.T. Tocache - Bellavista en 138 kVIntegra al SEIN a las subestaciones 138/22.9/10 kV

de bellavista, Juanjui, Tarapoto, Moyobamba y Rioja2011

Sistema Aislado Maria Jiray

(Huari) Conexión a la SE Pomabamba con línea en 60 kV 2011

PROYECTO DESCRIPCION AÑO

PROYECTOS DE INTEGRACION DE SISTEMAS AISLADOS AL SEIN EN EL HORIZONTE DE ESTUDIO





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PROYECCION DE LA DEMANDA VEGETATIVAPara la proyección de la demanda vegetativa para el año 2011 se tomó comoreferencia la propuesta de peajes y compensaciones para los sistemas secundariosde transmisión, correspondiente al periodo Mayo 2009 – Abril 2013, presentadas porlas empresas distribuidoras ante el OSINERGMIN, del cual se extrae las tasas decrecimiento promedio, de la máxima demanda proyectada, para cada empresa delsistema de distribución del SEIN.En el siguiente cuadro se muestra las tasas de crecimiento promedio, consideradosen la proyección de la demanda vegetativa del SEIN:

EMPRESA T.C. PROMEDIO (%) SISTEMAENOSA 6.7 PIURA ‐ TUMBES

ENSA 7.9 CHICLAYO5.5 CAJAMARCA7.4 HUARAZ3.9 CHIMBOTE8.7 GUADALUPE5.6 TRUJILLO3.7 SIHUAS3.8 HUARMEY4.6 HUACHO ‐ SUPE4.8 LIMA NORTE

LUZ DEL SUR 5.9 LIMA SUREDECAÑETE 5.4 CAÑETE

ELECTROSURMEDIO 6.4 ICA‐PISCO‐CHINCHAELECTROCENTRO 5.0 ZONA CENTROELECTROUCAYALI 6.9 PUCALLPA

SEAL 5.9 AREQUIPAELECTROSURESTE 3.5 CUSCO ‐ APURIMAC

ELECTROPUNO 9.0 JULIACA ‐ PUNOELECTROSUR 6.1 MOQUEGUA ‐ TACNA

HIDRANDINA

EDELNOR

INTERCONEXIONES INTERNACIONALESActualmente existe una línea de transmisión a 220kV con enlace “Back to Back” queinterconecta los sistemas eléctricos de Perú y Ecuador, comprende un circuito de110 km de longitud (53.5 km en Perú y 56.5 km en Ecuador) entre las subestacionesde Machala y Zorritos; la capacidad de transmisión máxima es de 110 MW y lacapacidad de transmisión máxima back to back es de 125 MW.

Debido a los problemas de control de tensión en las barras de 220 kV de lassubestaciones de Piura Oeste y Zorritos, en el presente análisis se consideró dichalínea abierto en el extremo de Machala para los casos de máxima demanda y mediademanda y para los casos de mínima demanda se consideró fuera de servicio.

Por lo tanto no se consideró en el horizonte de análisis transferencia alguna depotencia entre los sistemas eléctricos de Perú y Ecuador, igualmente el sistema de

protecciones de dicha línea de interconexión queda excluida en la verificación de lacoordinación de los mismos.





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5. DEFINICION DE LOS ESCENARIOS DE ANALISIS

Se han efectuado las siguientes actividades Implementación en el programa DIGSILENT de todos los nuevos elementos del SEINprevistos para los años 2010 y 2011.

Definición de los escenarios de análisis. Proyección de la demanda para el año 2011. Definición de los despachos de generación para el año 2011. Implementación sobre la base de datos en formato DIGSILENT de los escenarios de

análisis para el año 2011.

5.1. Identificación Topológica del SEINEl SEIN presenta una topología caracterizada por una red, que en gran parte de suextensión, resulta radial.El sistema de transmisión formado por el conjunto de líneas eléctricas con tensionesnominales superiores a 35 kV se ha desarrollado, principalmente, en un nivel detensión nominal de 220 y 138 kV. Las líneas correspondientes a estos niveles detensión están destinadas, básicamente, a atender tanto los intercambios energéticosentre las distintas zonas geográficas de Perú, como las transferencias requeridaspara el abastecimiento de Lima. Cabe destacar que esta última representa la cargamás importante de país.

La etapa final de la transmisión de energía y alimentación de las demandas serealiza por el sistema de distribución compuesto por el conjunto de líneas eléctricascon tensiones nominales iguales o menores a 35 kV, subestaciones y equiposasociados.Dentro del proceso de conformación de bases de datos se llevó a cabo unaorganización del equipamiento, considerando su ubicación geográfica y disposicióneléctrica dentro de las redes regionales.La aplicación de criterios homogéneos de identificación topológica del equipamientode la red del SEIN, permite agilizar tanto el análisis de los distintos flujos de potenciarealizado en este reporte, como las futuras actualizaciones de las bases de datos.

Dichos criterios se fundamentan en la definición de áreas enunciadas a continuación: Area 1 - Norte:Comprende las siguientes SE de 220 kV y adyacencias: Zorritos, Talara, PiuraOeste, La Niña, Chiclayo Oeste, Carhuaquero, Guadalupe, Trujillo Norte, CajamarcaNorte, Chimbote 1, Paramonga Nueva y Huacho. Los cuales se presentan en losgráficos denominados:Costa Norte 1Costa Norte 2 Area 2 – Centro 1:Se extiende a las SE de 220 kV e instalaciones contiguas: Zapallal, Ventanilla,Chavarría, Barsi, Santa Rosa, Huinco, Balnearios, San Juan, Cantera,Independencia, Ica, Marcona, Aceros Arequipa, Refinería Zinc (Cajamarquilla),Callahuanca 1 (EDEGEL), Callahuanca 2 (REP), Matucana, Pachachaca, Oroya





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Nueva, Yanango, Chimay, Huayucachi, Campo Armiño, Pomacocha, Huancavelica,Cotaruse. Los cuales se presentan en los gráficos denominados:

Costa CentroSierra Centro 1 Area 3 – Centro 2:Abarca las SE de 220 kV: Vizcarra y Antamina, Carhuamayo Nueva, Yuncán,Paragsha 2, Aguaytia, Tingo María e instalaciones aguas abajo. Los cuales sepresentan en el gráfico denominado:Sierra Centro 2 Area 4 – Sur Oeste:Comprende las SE de 220 kV y 138 kV que se enuncian a continuación, así comotambién se incluyen las redes eléctricas contiguas: Socabaya (220 y 138 kV), CerroVerde, Cyprus, Repartición, Mollendo, Chilina, Jesus, Santuario, Moquegua (220 y138kV), Puno (220 kV), Botiflaca, Toquepala, Aricota, Los Heroes, Mill Site,Lixiviación, Quebrada Honda, Ilo-Eletrosur, Refinería Ilo, Ilo 1, Ilo 2. Los cuales sepresentan en el gráfico denominado:Costa Sur Area 5 – Sur Este:Está definida por las siguientes SE de 138 kV: Callalli, Tintaya, Combapata, Ayaviri,Quencoro, Dolorespata, Cachimayo ELP, Cachimayo Incasa, Machupichu, Abancay,Azángaro, San Rafael, San Gaban, Juliaca, Puno (138 kV). El Área 6 también

incorpora las redes asociadas a las mencionadas SE. Los cuales se presentan en elgráfico denominado:Sierra Sur

5.2. Escenarios de análisis

La siguiente tabla contiene un listado de los escenarios modelados para el estudio dela coordinación de las protecciones del SEIN. Para los cuales se indica lanomenclatura utilizada en su identificación y la información más relevante quecaracteriza cada uno de los flujos de potencia.

Tabla N°5.2.1: Escenarios Modelados

NOMENCLATURA AÑO PERIODOHIDROLOGICO

BLOQUES DEDEMANDA

AVE2010MAX

2010

AVENIDAMAXIMA

AVE201MED MEDIAAVE2010MIN MÍNIMAEST2010MAX

ESTIAJEMAXIMA

EST2010MED MEDIAEST2010MIN MÍNIMA

Para el año 2011 se sigue la misma nomenclatura para la denominación de los casosde estudio.





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Los bloques de demanda corresponden a la asignación ordenada de horas diarias ysemanales según la discretización que se presenta en la Tabla N°5.2.2 y en la Tabla

N°5.2.3.Tabla N°5.2.2: Discretización diaria de los bloques de carga

Bloque de Carga Días laborables[horas diarias]

Domingos y Feriados[horas diarias]

Máxima o Punta De 18 a 23 -Media De 08 a 18 De 08 a 23Mínima o Base De 23 a 08 De 23 a 08

Tabla N°5.2.3: Discretización semanal de los bloques de cargaBloque de Máxima Bloque de Media Bloque de Mínima

30 horas 75 horas 63 horas

5.3. Proyección de demanda para el año 2011

La proyección de demanda para el año 2011 se toma en cuenta las siguientesconsideraciones: La demanda de los nuevos proyectos mineros e industriales considerados en el

horizonte de análisis, se mantuvieron constantes en todas las condiciones dedemanda a un factor de potencia de 0.96 y se consideraron como cargasequivalentes en las subestaciones de conexión.

Los requerimientos de potencia de las ampliaciones de cargas mineras eindustriales existentes se incrementaron por igual para todas las condiciones dedemanda, manteniendo el factor de potencia actual de dichas cargas a excepciónde la carga de Aceros Arequipa y Cajamarquilla los cuales tienen requerimientosde potencia diferentes tanto en horas punta (HP) como en horas fuera de punta(HFP).

La proyección de demanda vegetativa en las subestaciones de distribución delSEIN, para los escenarios establecidos en el horizonte de análisis, tienen comobase la distribución de demanda del SEIN, establecida para el año 2010 en elarchivo *.pfd del programa Digsilent Power Factory y sobre las cuales se aplicaronlas tasas de crecimiento promedio establecido por empresa distribuidora.

La máxima demanda asociada a los sistemas aislados que se integrarán al SEINen el horizonte de análisis fueron tomados de la propuesta de peajes ycompensaciones para los sistemas secundarios de transmisión, correspondienteal periodo Mayo 2009 – Abril 2013, presentadas por las empresas distribuidorasante el OSINERGMIN, para las condiciones de media demanda y mínimademanda fueron considerados igual al 75% y 50% de la máxima demandaproyectada respectivamente.

La tasa de crecimiento considerado para la demanda del sistema eléctrico deChota y Cutervo fue tomado el correspondiente a la empresa distribuidora ENSA.

En el siguiente cuadro se presenta la demanda total del SEIN considerado para losaños 2010 y 2011:





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Tabla N°5.3.1: Demanda total del SEIN en el horizonte de análisis

5.4. Definición del despacho de generación

En cuanto al despacho de generación, el sistema es predominantemente

hidroeléctrico. Dicho despacho obedece a dos períodos hidrológicos bien definidos: el período de lluvias o de avenida durante los meses de noviembre y abril, y el período de estiaje o de pocas lluvias acaecido entre mayo y octubre.

Durante el período de avenida, todas las centrales hidráulicas tienen agua suficientepara generar más energía que en el estiaje y muchas veces a plena carga todo eldía. Se observa que los despachos correspondientes a este período tienden amaximizar la captación de energía hidroeléctrica, por lo que se restringe el despachode las centrales térmicas, inclusive recurriendo a la salida de servicio de algunas deellas.

El nivel de generación hidroeléctrica disminuye sensiblemente durante el período deestiaje, principalmente en las horas de demanda media y los requerimientos deabastecimientos son cubiertos por potencia térmica, por lo cual hay más capacidadde generación reactiva en estas plantas que están cerca de las cargas, derivando enuna mejora de los perfiles de tensiones.

Para el despacho del sistema de generación para el año 2011 se toma en cuenta lassiguientes consideraciones: Los despachos de las centrales de generación existentes del SEIN, para los

escenarios hidrológicos y condiciones de demanda considerados en el año 2011,tienen como base el despacho del parque generador del SEIN, establecida para elaño 2010 en el archivo *.pfd proporcionado por el organismo operador (COES-SINAC).

Los despachos de las centrales hidroeléctricas proyectadas en el horizonte deanálisis en las zonas norte, centro y sur del SEIN, se asumieron iguales enproporción al despacho de las centrales hidroeléctricas existentes en dichaszonas, para cada escenario hidrológico y condición de demanda establecida.

Los despachos de las centrales termoeléctricas para el año 2011 se efectuaron enfunción al control de tensión y congestión de líneas de transmisión.

En los siguientes cuadros se presentan la generación total del SEIN consideradopara los años 2010 y 2011:

AÑO MáximaDemanda Avenida

MediaDemanda Avenida

MínimaDemanda Avenida

MáximaDemandaEstiaje

MediaDemandaEstiaje

MínimaDemandaEstiaje

2010 4269.39 MW 4155.02 MW 2914.02 MW 4306.11 MW 4197.83 MW 2952.12 MW

2011 4642.96 MW 4515.78 MW 3201.19 MW 4729.78 MW 4601.48 MW 3271.72 MW





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Tabla N°5.4.1: Generación total del SEIN (MW) – Año 2010

2010 - Avenida 2010 - EstiajeMáxima Media Mínima Máxima Media Mínima

Generación 4530.63 4410.37 3093.03 4568.93 4438.98 3144.11Demanda 4269.39 4155.02 2914.02 4306.11 4197.83 2952.12Perdidas 259.74 253.84 177.51 261.33 239.64 190.49Generación/Carga 1.061 1.061 1.061 1.061 1.057 1.065

Tabla N°5.4.2: Generación total del SEIN (MW) – Año 2011

2011 - Avenida 2011 - EstiajeMáxima Media Mínima Máxima Media Mínima

Generación 4917.70 4781.49 3386.49 5032.78 4881.04 3500.85Demanda 4642.96 4515.78 3201.19 4729.78 4601.48 3271.72Perdidas 273.24 264.21 183.80 301.51 278.10 227.64Generación/Carga 1.059 1.059 1.058 1.064 1.061 1.070

Dado que el parque de generación del SEIN es hidrotérmico, en los siguientes gráficos sepresentan la proporción de generación térmica e hidráulica en los escenarios de análisis deacuerdo a la base de datos del DIGSILENT.

Proporción de Despacho Hidrotérmico - Año 2010

HIDRAULICA3062 MW

(68%)

TERMICA1468 MW

32%

POTENCIA GENERADA EN EL SEIN

AVE2010MAX

HIDRAULICA3060 MW

69%

TERMICA1351 MW

31%


AVE2010MED

HIDRAULICA2190 MW

71%

TERMICA904 MW

29%


AVE2010MIN

HIDRAULICA2484 MW

54%

TERMICA2085 MW

46%


EST2010MAX

HIDRAULICO2256 MW

51%

TERMICO218349%


EST2010MED

HIDRAULICO1653 MW

53%

TERMICO1491 MW

47%


EST2010MIN





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Proporción de Despacho Hidrotérmico - Año 2011

HIDRAULICO3080MW

53% TERMICO

1838 MW47%

POTENCIA GENERADA EN EL SEINAVE2011MAX

HIDRAULICO3078 MW

64%

TERMICO1704 MW

36%


AVE2011MED

HIDRAULICO2206 MW

65%

TERMICO1181 MW

35%


AVE2011MIN

HIDRAULICO2490 MW

49%

TERMICO2543 MW

51%


EST2011MAX

HIDRAULICO2259 MW

46%

TERMICO2622 MW

54%


EST2011MED

HIDRAULICO1653 MW

47%

TERMICO1848 MW

53%


EST2011MIN

6. METODOLOGÍAA continuación, se describe la metodología empleada en el análisis de estado estacionario,tanto para condiciones normales de operación como para aquellas situaciones derivadas dela ocurrencia de una perturbación.

6.1. ANÁLISIS DE ESTADO ESTACIONARIO

A efectos de observar las tensiones en las barras, la distribución de los flujos depotencia activa y reactiva a través de la red y las pérdidas de potencia, se simulanflujos de carga contemplando condiciones normales de operación para lascondiciones de demanda máxima, media y mínima. Cabe destacar que se amplió lamuestra de escenarios considerando adicionalmente dos condiciones hidrológicaspromedio (período de avenida y período de estiaje).

7. CRITERIOSEn primer término se detallan aquellos documentos consultados para extraer los criterios debase utilizados en el análisis y evaluación de los resultados de los flujos de potencia delSEIN:

Procedimiento No. 9 del COES: Coordinación de la Operación en Tiempo Real delSistema Interconectado Nacional

Procedimiento No. 22 del COES: Reserva Rotante en el Sistema InterconectadoNacional

Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los SistemasInterconectados (NTOTR) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)





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7.1. NIVELES DE TENSION

La conjunción de la información antes mencionada determinó que para evaluar losresultados de los flujos de potencia, independientemente de la potencia transmitida,se considerara como criterio de calidad y confiabilidad que las tolerancias admitidassobre las tensiones nominales de los puntos de entrega de energía, en todos losniveles de tensión, son hasta del ±5% de las tensiones nominales de tales puntos.De todas formas es necesario aclarar que el límite utilizado no se ha podido alcanzaren todos los nodos, debido a que existen condiciones operativas particulares queimpiden establecer un criterio uniforme de operación para todo el SEIN. Por ejemplo,existen sistemas en los cuales se operan en forma normal con tensiones fuera de losvalores nominales (ej.: Zona de Electroandes).Por lo tanto, el rango ±5% Un es utilizado siempre y cuando se den las condicionespara lograrlo.

7.2. DESPACHO DE REACTIVO

En aquellos casos en que la utilización de los equipos de compensación reactiva noresultaran efectivos y/o suficientes para controlar adecuadamente los niveles detensión, se recurre a un aprovechamiento máximo de las reservas de potenciareactiva de las unidades de generación de una zona o área del sistema.Todos los escenarios desarrollados se han ajustado utilizando los recursos de controlde reactivos por parte de los generadores y los TAP automáticos bajo carga.

7.3. CARGA DE LÍNEAS Y TRANSFORMADORES

La evaluación de los límites de carga de líneas y transformadores en los distintosescenarios tiene en cuenta el siguiente criterio:

Líneas de transmisión: 100% de su potencia nominal en MVA Transformadores de potencia: 100% de su potencia nominal en MVA





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8. ANALISIS DE LOS RESULTADOS

Dado lo extenso que puede resultar el análisis de flujo de potencia del sistema eléctricointerconectado nacional y con el fin de agilizar el análisis de los resultados se han incluidooportunamente resúmenes particulares, a modo de conclusiones, sobre cada uno de lostemas desarrollados, por lo tanto en esta parte final se pretende ofrecer un compendio delos comentarios y conclusiones asociados a los distintos incisos.En referencia a la base de datos se desea señalar que, se logró conformar un conjunto deinformación suficientemente consistente y adecuada para la realización del ECP (Estudio deCoordinación de Protecciones). No obstante y con el objetivo de incrementar la calidad delos datos de equipamiento se continúa con la tarea de adquisición y/o rectificación deaquellos parámetros que han sido incorporados a la versión definitiva de la base de datoscomo supuestos o estimados, así como también la incorporación de los datos de las nuevasinstalaciones proyectadas en el horizonte de análisis.Se encontró total coherencia entre los despachos de generación y la demanda proyectada,para los distintos escenarios, con la red del SEIN modelada.Con respecto a la topología de los flujos analizados, se ha tomado como base la redmodelada para el caso de estudio RED INICIAL sobre el cual se hicieron las modificacionesy/o incorporación de los nuevos proyectos a fin de representar la red del SEIN para el año2011.Cabe destacar que los niveles de tensión resultantes están relacionados con las condicionesde despacho, ya que en el período de Avenida todas las centrales hidráulicas tienen aguasuficiente para generar más que en el periodo de Estiaje y muchas veces a plena carga todoel día. En este período, el despacho se orienta a la máxima captación de energíahidroeléctrica, por lo que se restringe la operación de algunas plantas térmicas y algunas deellas se ponen fuera de servicio. Dada la ubicación geográfica de la generaciónhidroeléctrica respecto de los centros de consumos, las caídas de tensión por algunas de lasprincipales líneas resultan mayores.A partir de los límites térmicos de líneas y condiciones operativas reales que informaraoportunamente el COES, se advierte que la línea de transmisión en 220 kV Pachachaca-Oroya Nueva que vinculará en el corto plazo el sistema centro y el sistema norte del SEIN,resulta una parte constitutiva fundamental en el funcionamiento del sistema central. Es porello que las sobrecargas registradas en el escenario de mínima demanda en estiaje del año2010, deberían ser consideradas con especial atención, a efectos de hallar una soluciónóptima, tanto para operación en estado de red completa (N), como para régimen postfalla

(N-1).En relación con el control de tensión en el sistema sur, se observa que a consecuencia deoperar básicamente con un bajo nivel de carga, los perfiles de tensión poseen valoreslevemente superiores a los resultantes en otras áreas del SEIN. Dichos valores son talesque para todos los escenarios evaluados, las principales centrales del área operan encondiciones de subexcitación.Como corolario, se puede sintetizar que se ha cumplido con los objetivos conformando unabase de datos adecuada a los requerimientos del ECP, realizando la confección y posterioranálisis de los flujos de potencia. A partir de los cuales se obtuvieron valores nominales deoperación, permitiendo elaborar un diagnóstico del sistema, en cuanto a su funcionamientoen estado estacionario.Por lo tanto el presente informe constituye una herramienta de interés para analizar elfuncionamiento actual del SEIN, para desarrollar tareas de planificación o para la evaluaciónde futuras incorporaciones.





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9. GLOSARIO DE TÉRMINOS ECP (Estudio de Coordinación de Protecciones) SEIN ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.: Incluye las líneas de transmisión,

los equipos de transformación, conexión, protección, maniobra y equipos decompensación reactiva en las subestaciones. Definición del GLOSARIO DEABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOSTÉCNICOS DEL COES-SINAC – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01

¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.: Sistema Interconectado Nacional período de avenida : Período donde en forma cíclica se producen las precipitaciones

pluviométricas con cierta regularidad, las que permiten almacenar los reservorios delsistema de generación hidráulica que mayormente se produce entre los meses denoviembre y mayo del siguiente año. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS YDEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01

período de estiaje: Período donde en forma cíclica se registra una disminución deprecipitaciones pluviométricas y que origina la reducción de los caudales naturales, quepara fines de operación del sistema hidráulico del SINAC, es posible complementarlos

con un programa de descarga de reservorios. Definición del GLOSARIO DEABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOSTÉCNICOS DEL COES-SINAC – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.

NTOTR: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de losSistemas Interconectados.

NTCSE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos perturbación: Cualquier evento que altera el balance de potencia activa o reactiva del

Sistema, originada por la salida forzada de uno o más de sus componentes. Definicióndel GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOSPROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC. – PROCEDIMIENTO TECNICO N°

01. sistema de transmisión: Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominalessuperiores a 35 kV subestaciones y equipos asociados, destinados al transporte deenergía eléctrica. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONESUTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC. –PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.

sistema de distribución: Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales iguales omenores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados a la distribución deenergía eléctrica. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONESUTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC. –PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.





10. REFERENCIAS

NTOTR: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de losSistemas Interconectados. Diciembre de 1999.

NTCSE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Octubre de 1997. Procedimiento No. 1 del COES: Glosario de Abreviaturas y definiciones. Septiembre de

2002. Procedimiento Técnico No. 9 del COES: Coordinación de la Operación en Tiempo Real

del Sistema Interconectado Nacional. Mayo de 2001.

Procedimiento Técnico No. 22 del COES: Reserva Rotante en el SistemaInterconectado Nacional. Mayo de 1996.

CONTRATO Nº 013-2002 – COES SICN.SERVICIOS DE CONSULTORÍA PARA ELESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN. Mayo de 2002.

Estudios de Pre-Operatividad y Operatividad de proyectos de generación, transmisión ygrandes cargas de los años 2006, 2007, 2008 y 2009.

análisis de flujos de potencia sein

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