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Presentación del Plan de Inversiones en Transmisión 2017-2021 de Edelnor.

Plan de Inversiones 2017-2021

22 de junio de 2014

Osinergmin, Lima

Tareas realizadas

Proyección de la demanda de potencia y energía

Diagnóstico del sistema a fines de 2016

Análisis y determinación de los módulos óptimos de expansión

Ampliación e incorporación de SET AT/MT y MAT/At

Análisis de confiabilidad en transformación

Desarrollo del sistema óptimo de transmisión en AT y MAT

Análisis del sistema en el año horizonte (2046)

Principales resultados

Se realizó la proyección de demanda del Plan de Inversiones de acuerdo a lo establecido en la Norma y tomando como referencia la demanda real de energía y potencia del año 2014.

Las potencias coincidentes con las máximas del SST resultantes en el período 2017-2021 se presentan en los gráficos para los 3 sistemas eléctricos:

Sistema Lima Norte: partiendo de 1400 MW en 2017, crecerá un 19% durante todo el período.

Sistema Huaral-Chancay: con 41 MW iniciales, crecerá 49%, hasta 61 MW.

Sistema Huacho-Supe: al año 2017 se proyectan 49 MW, y un creciemiento del 18%

Proyección de la demanda

Principales resultados…


Proyección de energía para usuarios regulados

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

ESCENARIOS ÁREA DE DEMANDA 6 [GWh]

HISTÓRICO ESCENARIO ESPERADO

ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO PESIMISTA

ESCEN. ESPERADO 2014 2015 2016 2017 2026 2036 2046

PBI [mill NS] 466,821 485,494 508,959 534,697 824,685 1,305,803 2,022,645

POBLACIÓN 5,851,393 5,935,898 6,020,031 6,104,164 6,861,362 7,702,694 8,544,026

CLIENTES 1,302,231 1,336,975 1,372,646 1,409,269 1,786,123 2,324,151 3,024,247

ENERGÍA AD6 [GWh] 5,870 6,121 6,409 6,715 9,962 14,802 21,578


Resultados de la proyección de potencia

Potencia simultánea con la máxima del SST [ MW ]

Sistema Eléctrico Lima

Norte

Sistema Eléctrico Huaral-

Chancay

Sistema Eléctrico Huacho-

Supe

Regula-

dos y

Libres

MT+BT

Libres AT Total

Regula-

dos y

Libres

MT+BT

Libres AT Total

Regula-

dos y

Libres

MT+BT

Libres AT Total

2014 1,098 46 1,143 29 2 31 40 40

2015 1,145 48 1,193 32 2 35 42 42

2016 1,220 66 1,286 37 2 39 46 46

2017 1,296 104 1,400 38 3 41 49 49

2018 1,344 117 1,461 40 3 43 51 51

2019 1,404 123 1,527 43 3 46 53 53

2020 1,445 157 1,602 44 12 56 55 55

2021 1,505 157 1,663 49 12 61 58 58

2021 1,505 157 1,663 49 12 61 58 58

2022 1,568 157 1,725 51 12 63 60 60

2026 1,832 157 1,990 57 12 69 71 71

2036 2,651 169 2,821 86 12 98 104 104

2046 3,798 178 3,975 114 12 126 149 149

Nota La demanda máxima del sistema de Edelnor en lo transcurrido en los primeros 5 meses del año 2015 es de 1315 MW


Zonificación del mercado

En la operación normal de la red se encuentra dentro de los parámetros de operación establecidos (tensión y carga de líneas y transformadores).

Del análisis de cortocircuito, se han encontrado diferentes barras de la red que superan corrientes por encima de los 30 kA:

En 220 kV: Chavarría, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal

En 60 kV: Chavarría A y B, Santa Rosa Antigua B y Nueva.

Contingencias simples:

El subsistema delimitado por las SSEE Paramonga Nueva, Supe, Hualmay y Huacho presenta serios problemas de tensión ante interrupciones del servicio en la línea que conecta en 66 kV las barras de Hualmay y Huacho.

Con la entrada de la SE Medio Mundo (220/66 kV), los problemas relacionados con la estabilidad de tensión se mejorarán sustancialmente.

Diagnóstico del sistema actual


Se determinaron los módulos de transformación MAT/AT y AT/MT óptimos para cada sistema según estos criterios:

Metodología: comparación de costos presentes totales

Costos de inversión y OyM: según resoluciones Osinergmin

Período de evaluación: 10 años

Año horizonte de proyección de demanda: 2046

Sistemas eléctricos considerados: Lima y Norte Chico (Huaral-Chancay + Huacho-Supe)

Zonas de densidad: Muy alta, alta y baja

Módulos óptimos de transformación y transmisión


Módulos óptimos de transformación 220/60 kV

MAD Encapsulada M 3 x 180 MVA

AD Convencional M 3 x 180 MVA

BD Convencional T 2 x 50 MVA

Módulos optimos SET

MAD 220 kV/MT 3 x 50 MVA

MAD 60kV/MT 3 x 40 MVA

AD y BD 60 kV/MT 3 x 25 MVA

Módulos óptimos de transmisión

Lima Norte 220 kV – A AAAC 600 mm2

Lima Norte 220 kV – S Cu XLPE 1200 mm2

Norte Chico 220 kV – A AAAC 400 mm2

Norte Chico 220 kV – S Cu XLPE 800 mm2

Lima Norte 60 kV – A AAAC 500 mm2

Lima Norte 60 kV – S Cu XLPE 1200 mm2

Norte Chico 60 kV – A AAAC 500 mm2

Norte Chico 60 kV - S Cu XLPE 630 mm2

Ampliación y nuevas SET AT/MT


Nuevas SET AT/MT Año

Bayovar 40 MVA 2017

Lomera 25 MVA 2017

Mirador 25 MVA 2017

Independencia 40 MVA 2018

Medio Mundo 25 MVA 2018

José Granda 40 MVA 2020

Ampliación SET AT/MT existentes Año

Zárate 40 MVA 2017

Ancón 25 MVA (retiro 6 MVA) 2018

Malvinas 40 MVA 2018

Bayovar 40 MVA 2019

Filadelfia 40 MVA 2019

Ampliación y nuevas SET MAT/ AT – Nuevas líneas


Ampliación SET MAT/AT existentes Año

Malvinas 180 MVA 2017

Lomera 50 MVA 2017

Huarangal 180 MVA 2017

Mirador 180 MVA 2017

Chillón Ingreso 180 MVA – Retiro 120 MVA 2018

Nuevas SET MAT/AT Año

Medio Mundo 2018

Incorporación de líneas de 60 kV Año

11,2 km en líneas aéreas 2017-2020

36,8 km en redes subterráneas 2017-2020

Incorporación de líneas de 220 kV Año

22,2 km en líneas aéreas 2017-2018


Conexión de la SET Medio Mundo

Localización de la SET Medio Mundo

Zona de SET Medio Mundo


Conexión de la SET Medio Mundo

Alternativa 2 Alternativa 3

Unifilar de la conexión


Conexión de la SET Bayovar


Conexión de las SET Independencia y José Granda

Conexión de Independencia

Conexión final de Independencia y de

José Granda


Soterramiento y reubicación de líneas

Tramo de línea aéreaLongitud

[ km ]

Tramos de línea de 220 kV

DT Reubicación - Zona arqueológica Garagay - San Martín de Porres 1,50

Tramos de línea de 60 kV

DT Soterramiento - Hospital San José y Lozas Deportivas Municipales - Carmen de la Legua 0,66

DT Soterramiento - Boulevard de Los Olivos 0,36

ST Soterramiento - P.10 P.14 (dar paso a Linea 220kV) - San Martín de Porres 0,95

DT Soterramiento - Av. La Marina - San Miguel 1,63

DT Soterramiento - Puente Megaplaza - Independencia 1,14

DT Soterramiento - Av. Elmert Faucett cruce con Av. Venezuela 0,42

ST Soterramiento - A.H. Los Rieles - Callao 0,50

DT Soterramiento - Centro Educativo Agropecuario N° 100 - Huaral 0,25

DT Soterramiento - Club Huayabamba (Av. Alfredo Mendiola cda 33) - Los Olivos 0,20

DT L-669/L-672 Asentamiento Humano Marco Jara Schenone (por Piedras Gordas) - Puente Piedra. 2,76


Instalaciones resultantes período 2017-2026

Cant.Long.

[km]Cant. MVA Cant.

Long.

(km)Cant. MVA

2017 1 3,0 1 590 5 18,2 3 130

2018 1 19,2 1 230 7 8,6 2 130

2019 5 15,1 80

2020 2 7,2 1 40

2021 4 39,8 50 1

2022 1 6,8 50 1 25

2023 180 80

2024 2 27,4 1 230 4 19,8 2 120

2025

2026 1 9,6 50

2017-2020 2 22,2 2 820 19 49,0 6 380

2021-2026 10 105,8 3 1.380 23 68,8 10 605

AÑO

MAT AT

Líneas Subestaciones Líneas Subestaciones

Montos de inversiones resultantes período 2017-2026


Edelnor Inversión Plan 2017-2026 [millones USD]

Año MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2017 0,4 18,2 11,9 15,0 45,4

2018 2,3 10,7 6,8 20,4 40,2

2019 0,0 2,8 7,3 5,8 15,8

2020 0,0 0,0 6,6 12,0 18,6

2021 44,0 17,5 0,0 8,1 69,6

2022 24,8 14,0 0,0 9,4 48,1

2023 0,0 4,5 0,0 4,0 8,6

2024 99,8 36,1 9,4 28,0 173,2

2025 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

2026 35,6 2,1 0,0 1,1 38,8

TOTAL

2017-20202,7 31,6 32,6 53,1 120,1

TOTAL

2021-2026204,1 74,3 9,4 50,6 338,3

Composición de la inversión


Confiabilidad en transformación

Evaluación de la confiabilidad en transformación

Se efectuó un análisis sobre la confiabilidad en la transformación MAT/AT y AT/MT, evaluando las siguientes alternativas:

Definición de la capacidad de transformación de la SET considerando la posibilidad de abastecer la demanda ante la falla de un transformador. En caso de estar operando los transformadores en paralelo se trata de la condición n-1, si no operan en paralelo se restablece el servicio interrumpido luego de la maniobra de reconfiguración de la SET.

Incorporación de un polo monofásico de reserva en la SET 220/60 kV con bancos de transformación monofásicos. Esto permite reponer el servicio interrumpido en el tiempo de conexión del polo de reserva (10 hs).

En ambos casos se consideró un tiempo de reemplazo del transformador o polo fallado de 48 hs.

Se comparan los valores presentes de los costos anuales para una tasa del 12% y un período de 10 años.

Costo Total presente = VP(costos anules de Inversión) + VP(costos anuales de OyM) + VP(costos anuales de Pérdidas) + VP(costos anuales de ENS)

Análisis de confiabilidad en transformación….

Se evaluaron dos alternativas: “Con Capacidad Máxima” y “Sin corte en n-1”. Luego se tuvieron en cuenta los módulos óptimos para la transformación MAT/AT en Lima Norte (3 x 180 MVA) y para la transformación AT/MT en Lima Norte (3 x 40 MVA en 60 kV y 3 x 50 MVA en 220 kV) y en el Norte Chico (3 x 25 MVA).

Como la demanda abastecida en las dos alternativas (capacidad máxima y sin corte en n-1) es diferente, para efectuar la comparación se expresaron los costos totales por MVA suministrado.

Análisis de la operación sin corte ante falla de 1 trafo


60/10 kV3 x 25 MVA

60/10 kV3 x 40 MVA

220/10 kV3 x 50 MVA

220/60 kV3 x 180 MVA

Sin corte en n-1 59.626 54.566 56.885 30.933

Capacidad máxima 61.451 58.200 60.738 30.990

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

US

D/

MV

A

Comparación de costos totales por MVA abastecido

Se evaluaron las configuraciones de bancos de transformación monofásicos con 1, 3 y 3 bancos de 85, 120 y 180 MVA.

Análisis del polo de reserva en la SET MAT/AT


1 x 85MVA

2 x 85MVA

3 x 85MVA

1 x 120MVA

2 x 120MVA

3 x 120MVA

1 x 180MVA

2 x 180MVA

3 x 180MVA

Sin polo de reserva 0,67 1,01 1,01 0,95 1,42 1,42 1,42 2,13 2,13

Con polo de reserva 0,88 1,02 1,02 1,12 1,31 1,31 1,49 1,78 1,78

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

millo

nes [

USD

]

Comparación de costos totales presentes

0

917.409

2.134.491

858.900

SIN POLO DE RESERVA

CON POLO DE RESERVA

COMPARACIÓN DE COSTOS TOTALES EN USD PARA LA

CONFIGURACIÓN 3 X 180 MVA

VPN inversión VPN costo ENS

Conclusiones del análisis de confiabilidad

El costo total presente por MVA abastecido es menor para la operación sin interrupción del servicio en caso de falla de 1 transformador para todos los módulos evaluados de AT/MT y MAT/AT.

El costo total presente es menor para la instalación de un polo de reserva en las SET con bancos de transformación monofásicos para los módulos de 2 y 3 x 120 MVA y 2 y 3 x 180 MVA.

Se concluye que la situación óptima de operación, al menos para Lima Norte, es considerando una carga máxima de operación de las SETs tal que ante la falla de un transformador no se interrumpa el suministro. Esta carga máxima es del 83% de la capacidad total instalada, para los módulos típicos con 3 transformadores de igual capacidad.

Además, para aquellas subestaciones MAT/AT en donde no pueda aplicar el criterio N-1 en transformación porque no se puede instalar transformadores adicionales, resulta conveniente instalar polos de reserva.


Se incorporaron en el Plan de Obras otras instalaciones por motivos de confiabilidad y seguridad del sistema de sub transmisión:

POLOS DE RESERVA EN SET MAT/AT

– 2017: SET Malvinas 220/60/10 kV – Polo de reserva de 60 MVA

– 2018: SET Chillón 220/60/10 kV – Polo de reserva de 60 MVA

– 2019: SET Santa Rosa 220/60/10 kV – Polo de reserva de 60 MVA

ADELANTO DE INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES EN SET MAT/AT

– 2017: SET Huarangal 220/60 kV – Adelanto de la incorporación de un banco de transformación de 180 MVA del año 2021 al año 2017

– 2017: SET Mirador 220/60 kV – Adelanto de la incorporación de un nuevo banco de transformación de 180 MVA del año 2019 al año 2017


Plan Propuesto – Ingresos por otros motivos

ADELANTO DE INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES EN SET AT/MT

– 2018: SET Malvinas 60/20/10 kV – Adelanto de la incorporación de un transformador de 40 MVA del año 2021 al año 2018

– 2019: SET Bayovar 60/20/10 kV – Adelanto de la incorporación de un transformador de 40 MVA del año 2024 al año 2019

– 2019: SET Filadelfía 60/20/10 kV – Adelanto de la incorporación de un transformador de 40 MVA del año 2023 al año 2019

En las SET 220/60 kV Mirador y Lomera los servicios auxiliares (SSAA) de las subestaciones se alimentan de alimentadores de MT de importante longitud. Esto implica una pérdida de confiabilidad ante fallas en la alimentación MT de los SSAA, considerando que la tasa de fallas de la red MT es relativamente elevada.

– 2017: SET Lomera 60/20/10 kV – Incorporación de un transformador de 25 MVA

– 2017: SET Mirador 60/20/10 kV – Incorporación de un transformador de 25 MVA


Plan Propuesto – Ingresos por otros motivos (2)

Evaluación de la red al 2046

Alternativas evaluadas para el año horizonte

Se evaluaron dos criterios para la definición del sistema de subtransmisión en el año horizonte del estudio, o sea el año 2046:

• El desarrollo de la conexión del sistema de subtransmisión (SST) de Edelnor en 220 kV desde el SEIN.

• El desarrollo de la expansión de las subestaciones AT/MT y la red de subtransmisión asociada, especialmente en la zona de alta densidad de carga de Lima Norte.


Consideraciones

La evolución prevista por el COES para el sistema de transmisión principal.

La no disponibilidad de celdas 220 kV en las SET 220 kV de Santa Rosa, Chavarría, Ventanilla REP, Zapallal REP.

La concentración de más del 55% de la demanda de Edelnor en la Subestación Chavarría 220 kV.

La necesidad de disponer barras 220 kV robustas dentro del área de concesión de Edelnor desde donde proyectar y construir nuevas líneas 220 kV, de tal manera que permitan asegurar la atención de la demanda.

Los costos por líneas, restricciones e interferencias con otras infraestructuras que no permiten definir trazos apropiados para las futuras líneas 220 kV y también por razones constructivas.

Las congestiones en las líneas 220 kV de REP pronosticadas para el año 2026 por el COES.

La proyección de un Parque Industrial en Ancón promovido por el Ministerio de Producción, a ser ejecutado en 3 etapas.


Conexión al SEIN: DT de 220 kV Carapongo – Malvinas


Dada la característica urbana del área atravesada por la misma, la misma debe ser en su totalidad subterránea.

Conexión al SEIN: DT de 220 kV Carabayllo – Mirador – Malvinas


El primer tramo Carabayllo-Mirador en línea aérea, y el tramo Mirador-Malvinas subterráneo, teniendo en cuenta el desarrollo habitacional previsto en esa zona durante los próximos años.

Conexión al SEIN: DT 220 kV Nueva Ancón 500 kV – Aeropuerto


El desarrollo de la traza resulta en un primer tramo sobre la Panamericana Norte en la zona de Ancón y un cruce hasta la zona del barrio Profam en línea aérea, y el segundo tramo, al ingresar en la zona urbanizada, subterráneo.

Resultados alternativas de conexión al SEIN


Según surge de la comparación de los valores presentes de los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante un período de 10 añosla alternativa 3, o sea la línea DT 220 kV desde una nueva SET 500 kV Ancón hasta la SET Aeropuerto, es la óptima.

Nuevas subestaciones AT/MT en 60/20/10 kV

Esta alternativa requiere la incorporación de la SET 220/60 kV San Miguel conectada a las SETs Aeropuerto y Malvinas, para reforzar la inyección de potencia en la red de 60 kV de la zona de AD de Lima Norte, de manera de permitir la alimentación de las nuevas 11 SETs AT/MT en 60/20/10 kV.

Las conexiones de las SETs 60/20/10 kV se efectúan en todos los casos en cable subterráneo DT 60 kV de conductor Cu XLPE 1200 mm2.


Nuevas subestaciones AT/MT en 220/20/10 kV

En esta alternativa las nuevas SETs en 220/60/10 kV se conectan a la red de 220 kV. No se requiere la incorporación de la SET 220/60 kV San Miguel, la que se convierte en una SET 220/20/10 kV adicional.

Las conexiones de las SETs 220/20/10 kV se efectúan en todos los casos en cable subterráneo DT 220 kV de conductor Cu XLPE 1200 mm2.


Alternativas de desarrollo de SETs AT/MT


Según surge de la comparación de los valores presentes de los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante un período de 10 años, surge que la alternativa 2, o sea el desarrollo de las nuevas SETs en 220/20/10 kV, es la óptima.

Costos presentes [millones USD]

Inversión OYM Pérdidas TOTAL

1 SETs de 60/10 kV en zona AD

SET 220/60 kV San Miguel 370 66 10 445

2 SETs de 220/10 kV en zona AD 329 61 8 398

Alternativa

Ubicación de las SET 220/20/10 kV


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