2 diagnóstico de corto plazo periodo 2015-2016

Informe COES/DP-01-2013 “Informe de Diagnóstico de las

Condiciones Operativas del SEIN 2015 - 2024”

27/02/2013

Final

Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 44

2 Diagnóstico de corto plazo periodo 2015-2016

2.1 Expansión del SEIN 2015 - 2016

El diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN para el corto plazo (2015 – 2016)

requiere de la expansión del Sistema, la cual consiste en la proyección de la demanda, el

plan de obras de generación y el plan de obras de transmisión.

Cabe resaltar la importancia de la expansión del SEIN como parte de los Proceso Básicos del

presente estudio, en ese sentido para un mayor detalle; en el anexo B se detalla la

información utilizada para el modelamiento del sistema en el corto plazo, así como en el largo

plazo.

2.1.1 Proyección de la demanda

La proyección de la demanda del SEIN, está conformada por dos grandes componentes: la

proyección de la demanda vegetativa y la proyección de la demanda de grandes proyectos.

En las Tabla 2.1 y Tabla 2.2 se muestra en resumen la proyección de la demanda del SEIN

(a nivel de generación) y la proyección de los requerimientos de potencia y energía de los

principales proyectos de demanda considerados, respectivamente.

Tabla 2.1 Demanda global del SEIN periodo 2013 – 2016

GWH % MW %

2013 41 330 8,8% 5 909 10,7%

2014 45 810 10,8% 6 544 10,8%

2015 53 202 16,1% 7 380 12,8%

2016 59 690 12,2% 8 156 10,5%

PROMEDIO

2013 - 201612,0% 11,2%

AÑOENERGÍA POTENCIA



27/02/2013

Final


Tabla 2.2 Demanda en potencia (MW) y energía (GWH) de principales proyectos

2.1.2 Programa de obras de generación

En la Tabla 2.3 se muestra el programa de obras de generación 2013 – 2016, el cual está

conformado por proyectos de generación de mayor certidumbre de puesta en operación. La

mayoría de estos proyectos tienen una fecha contractual de ingreso en operación comercial

resultados de las subastas y licitaciones. Asimismo, se considera otros proyectos que

cuentan con estudio de Pre Operatividad aprobado cuya fecha de ingreso se ha estimado en

función a la información presentada en su respectivo estudio.

2013 2014 2015 2016

MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH

Proyecto Tia Maria 10 62

Ampliación Cerro Verde 200 1 069 406 2 838

Ampliacion Quimpac (Oquendo) 14 40 25 182 25 182 25 182

El Brocal (Colquijirca) 20 104 27 198 27 198 27 198

Ampliación Shougang Hierro Perú 70 202 70 514 70 514

Ampliación Antamina 48 372 48 372 48 372 104 804

Ampliación Concentradora Toquepala 30 250 72 600 72 600

Ampliación Concentradora Cuajone 63 525 63 525

Ampliación de Aceros Arequipa 20 124 20 124 20 154 55 504

Ampliación Cerro Lindo 7 53 7 53 7 53 7 53

Ampliación Bayovar 12 71 15 138

Ampliación Cemento Pacasmayo 25 173 25 173

Ampliación Cementos Lima 17 72 19 120 20 124 20 124

Toromocho 114 189 152 774 152 1 198 152 1 202

Pachapaqui 4 12 8 69 12 104 16 138

Antapacay 90 724 93 745 96 771 96 773

Marcobre (Mina Justa) 5 37 5 37

Las Bambas (Apurimac) 28 16 113 313 157 1 228 158 1 270

Constancia 62 326 87 610 87 610

Galeno

Los Chancas (Apurimac)

Quechua

Quellaveco 10 36 12 90

Mina Chapi 7 55 26 205

Chucapaca - Cañahuire 10 60 62 360

Pukaqaqa (Milpo) 10 79 40 315

Michiquillay

Shahuindo 10 79 10 79 10 79

Haquira (Antares) 12 105 24 210

Ampliación de la Fundicion de Ilo 10 83 10 83

Ampliación de la Refineria de cobre 8 65 8 65

Ampliación modernización Refinería Talara

Corani 10 40 41 323 41 323

Salmueras de Sechura 25 175 25 175 25 175

La Arena 5 43 5 43 65 541

El Porvenir 5 31 24 144 24 144

Mina Alpamarca 8 26 15 79 15 105

Cementos Piura 25 175 25 175 25 175

Nueva Planta de Oxidos Volcan 7 23 16 118 16 118 16 118

Ampliación SIDER PERU 26 44 34 180

Total de Proyectos - Zona Norte 65 473 128 760 199 1 461

Total de Proyectos - Zona Centro 251 988 405 2 269 450 3 356 576 4 439

Total de Proyectos - Zona Sur 118 740 308 1 673 773 5 530 1 075 8 015

TOTAL PROYECTOS 370 1 728 778 4 415 1 351 9 647 1 849 13 916

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA



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Final


Tabla 2.3 Programa de obras de generación periodo 2013 - 2016

FECHA PROYECTO MW NOTAS

ene-2013 C.H. Yanapampa - ELÉCTRICA YANAPAMPA. 4,1 (1)

ene-2013 Retiro de la C.T. de Emergencia en Mollendo - ELECTROPERÚ (operación comercial hasta el 31/12/2012) 60,0 (2)

mar-2013 C.H. Huanza - EMPRESA DE GENERACION HUANZA 90,6 (3)

abr-2013 C.H. Las Pizarras - EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE 18,0 (4)

abr-2013 Reserva Fría de Generación - Planta Talara Dual D2/GasNatural - EEPSA 183,0 (5)

jun-2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2 + TV (Ciclo combinado) - FENIX 534,0 (4)

oct-2013 Retiro de la C.T. de Emergencia en Piura - ELECTROPERÚ (operación comercial hasta el 30/09/2013) 80,0 (6)

oct-2013 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - SUR (Ilo) - ENERSUR 460,0 (4)

oct-2013 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TG1- TERMOCHILCA. 197,6 (4)

nov-2013 Central Eólica Cupisnique - ENERGÍA EÓLICA. 80,0 (4)

nov-2013 Central Eólica Talara - ENERGÍA EÓLICA. 30,0 (4)

dic-2013 C.H. Manta - PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 19,8 (4)

ene-2014 Central Eólica Marcona - PARQUE EÓLICO MARCONA 32,0 (3)

ene-2014 C.H Tingo - COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 8,8 (6)

jun-2014 Reserva Fría de Generación - TURBO GAS DUAL D2/GasNatural - NORTE (Planta de Eten) 219,0 (4)

jul-2014 C.H. San Marcos - HIDRANDINA 11,9 (7)

jul-2014 C.H. Pelagatos - HIDROELECTRICA PELAGATOS S.AC. 20,0 (7)

jul-2014 C.H. Santa Teresa - LUZ DEL SUR 98,1 (4)

ago-2014 Central Biomasa La Gringa V - CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2,0 (8)

oct-2014 C.H. Langui II - CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI S.A. 2,9 (7)

nov-2014 C.H. Quitaracsa - ENERSUR 112,0 (4)

dic-2014 C.H. Muchcapata - ANDES GENERATING CORPORATION S.A.C. 8,1 (7)

dic-2014 C.H. Machupicchu II-Etapa - EGEMSA 99,9 (10)

ene-2015 C.H. Carpapata III - Cemento Andino 12,8 (7)

ene-2015 C.H. Cheves - SN POWER. 168,0 (3)

ene-2015 C.H. Runatullo III - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20,0 (3)

ene-2015 C.H. Runatullo II - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 17,6 (3)

ene-2015 C.H. 8 de Agosto - ANDES GENERATING CORPORATION 19,0 (4)

ene-2015 C.H. El Carmen - ANDES GENERATING CORPORATION 8,4 (4)

ene-2015 Parque Eólico Tres Hermanas - CONSORCIO TRES HERMANAS 90,0 (4)

ene-2015 Central Solar Moquegua FV - SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16,0 (3)

ene-2015 C.H. Canchayllo - ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 3,7 (8)

ene-2015 C.H. Huatziroki I - ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11,1 (8)

ene-2015 C.H. RenovAndes H1 - RENOVABLES DE LOS ANDES 20,0 (3)

ene-2015 C.H. Rucuy - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 20,0 (4)

ene-2015 C.H. Vilcanota 2 - RENEWABLE ENERGY PERÚ S.A.C. 19,0 (7)

mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Puerto Maldonado 18,0 (8)

mar-2015 Reserva Fría de Generación - DUAL - Planta Pucallpa 40,0 (8)

jul-2015 C.H. Angel III - GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20,0 (4)

jul-2015 C.H. Chaglla - EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA. 456,0 (9)

jul-2015 C.H. Cola 1 - HIDROELECTRICA COLA 10,4 (7)

jul-2015 C.H. Tulumayo IV - EGEJUNIN TULUMAYO IV 40,0 (7)

jul-2015 C.H. Tulumayo V - EGEJUNIN TULUMAYO V 65,0 (7)

jul-2015 C.H. Macon - EGEJUNIN MACON 10,0 (7)

jul-2015 C.H. Chancay - SINERSA 19,2 (3)

oct-2015 C.H. Zaña - ELECTRO ZAÑA 13,2 (3)

ene-2016 C.H. Cerro del Águila - CERRO DEL AGUILA S.A. 525,0 (4)

ene-2016 C.H. Nueva Esperanza - ANDES GENERATING CORPORATION 8,0 (4)

feb-2016 C.H. La Virgen - PERUANA DE ENERGÍA 64,0 (4)

mar-2016 C.H. Chancay 2 - EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS S.A.C. 40,0 (4)

oct-2016 C.H. Potrero - EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 19,9 (4)

oct-2016 C.H. Pucará - EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI 149,8 (10)

dic-2016 C.T. Quillabamba - (4 TGs - 50 MW) - Gas Natural - ELECTROPERÚ 200,0 (10)

Notas:

(1): Fecha estimada, se encuentra en pruebas desde inicios de enero.

(2): Según carta COES/D-654-2012 de fecha 28.12.2012 se autorizó el retiro de operación comercial desde 01.01.2013.

(3): Según información de listado de Concesiones Definitivas de Generación publicado por la DGE - MINEM en noviembre de 2012.

(4): Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN en setiembre de 2012.

(5): Fecha de ingreso estimada considerando información enviada por la empresa en diciembre de 2012.

(6): Según información enviada para el estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación para el año 2013 (Información de marzo y abril 2012).

(7): Fecha estimada según información del Estudio de Pre Operatividad (EPO) del proyecto.

(8): Según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización de OSINERGMIN, publicado en octubre - noviembre de 2012.

(9): Según información enviada por la empresa en fecha: setiembre - octubre 2011.

(10): Fecha de ingreso estimada.



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Final


2.1.3 Programa de obras de transmisión

En la Tabla 2.4 se muestra el programa de obras de transmisión 2013 – 2016, el cual está

conformado por proyectos de transmisión comprometidos, resultados Plan Transitorio de

Transmisión, Plan de Transmisión (Primer Plan) y por proyectos de ampliación a las adendas

de contratos de concesión de empresas concesionarias de transmisión. Se ha considerado

también los proyectos del Plan de Inversiones de las empresas distribuidoras, que serán

licitados por PROINVERSIÓN y otros que estarán a cargo del MINEM.

Tabla 2.4 Programa de obras de transmisión

FECHA PROYECTO EMPRESA NOTAS

feb-2013 Resistencia de Neutro en el Transformador de la S.E. Chilca Nueva. REP (1)

feb-2013 Nueva S.E. Zapallal 220/60kV EDELNOR (1)

mar-2013 Nueva S.E. Huanza 220kV. CONENHUA (2)

mar-2013 L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo de 180 MVA y SS.EE. Asociadas. CTM (3)

mar-2013 Repotenciación de la L.T. 220 kV Oroya - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA. ISA-PERÚ (4)

abr-2013 Reactor en Serie entre las SS.EE. Chilca Nueva y Chilca REP. REP (5)

abr-2013 Nueva S.E. Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN (6)

may-2013 L.T. 220 kV Piura Oeste - Talara de 180 MVA (segundo circuito) y SS.EE. Asociadas. CTM (7)

jul-2013 S.E. Cajamarca Norte: Transformador de 220/60/22.9 kV de 50/40/20 MVA HIDRANDINA (8)

sep-2013 Repotenciación de la LT. 220 kV Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA. REP (5)

sep-2013 S.E. Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kV. REP (5)

nov-2013S.E. Puno: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un

transformador de 138/60/22.9 kV - 40/40/20 MVA.REP (5)

dic-2013 L.T. 500 kV Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias. CTM (4)

dic-2013 L.T. 500 kV Chilca - Marcona - Ocoña - Montalvo y SS.EE. Asociadas. ATS (4)

ene-2014 L.T. 220 kV Tintaya - Socabaya (doble circuito) y SS.EE. Asociadas. TESUR (1)

ene-2014 Repotenciación de la LT. 220 kV Ventanilla - Zapallal de 304 MVA a 540 MVA. REP (9)

ene-2014 S.E. Nueva Huaral 220/60/20 kV - 50/50/20 MVA CONENHUA (10)

ene-2014 S.E. Nueva Jicamarca 220 kV - 120 MVA. EDELNOR (11)

ene-2014 L.T. 220 kV Carabayllo - Nueva Jicamarca (dobe circuito) EDELNOR (11)

ene-2014 S.E. Paramonga Nueva 220 kV: Transformación Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA. EDELNOR (11)

ene-2014 S.E. Santa Rosa 220 kV: Transformador Trifasico de 220/60/10 kV - 180 MVA. EDELNOR (11)

ene-2014 S.E. Los Industriales (Nueva) 220/60 kV - 180 MVA. LUZ DEL SUR (12)

ene 20'14 S.E. Shahuindo 220 kV MINERA SULLIDEN (6)

ene-2014 L.T. 138 kV Socabaya - Parque Industruial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones. SEAL (6)

feb-2014 Nueva S.E. Pariñas 220 kV. REP (5)

abr-2014 Nueva S.E. Reque 220 kV (antes llamada S.E. Chiclayo Sur) REP (5)

abr-2014 LT. 220 kV San Juan - Chilca de 350 MVA (cuarto circuito). REP (9)

abr-2014S.E. Trujillo Norte: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un

transformador de 220/138/22.9 kV - 100/100/20 MVA.REP (5)

ago-2014 Repotenciación de la LT. 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP (9)

ago-2014 S.E. Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x12.5 MVAR en la barra de 60 kV. REP (9)

sep-2014 LT. 220 kV Ventanilla - Chavarria de 180 MVA (cuarto circuito). REP (9)

dic-2014 L.T. 220 kV La Planicie REP - Industriales - (13)

ene-2015 L.T. 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) y SS.EE.Asociadas. CTM (1)

ene-2015 S.E. Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA. - (14)

ene-2015 S.E. Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA. - (14)

ene-2015Ampliación de la capacidad de transformación en las SS.EE. Aguaytia 220/138/22.9 kV y

Pucallpa 138/60/10 kV.- (14)

ene-2015 L.T. 138 kV Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y S.E. Malabrigo de 138/60 kV - (13)

ene-2015 Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de L.T. 138 kV. - (13)

ene-2015 S.E. Orcotuna 220/60 kV, 40 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kV. - (13)

ene-2015 L.T. 220 kV Friaspata - Mollepata y S.E. Mollepata 220/66 kV - 50 MVA. - (13)

ene-2015 L.T. 220 kV Industriales - Corpac - (13)

ene-2015 Nueva S.E. Corpac 220 Kv - 2x50 MVA - (13)

jul-2015 Nueva S.E. Lurín 220 kV - (13)

ene-2016 L.T. 220 kV Moquegua - Los Héroes y Ampliación de la S.E. Los Héroes (2do circuito). - (14)

ene-2016 Repotenciación de la LT. 220 kV San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A. LUZ DEL SUR (12)

ene-2016 Nueva S.E. Colonial 220/60/10 kV - 2x180 MVA. EDELNOR (11)

ene-2016 L.T. 220 kV Nueva Jicamarca - Colonial EDELNOR (11)

may-2016 L.T. 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba - (15)

jul-2016 L.T. 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y Subestaciones Asociadas - (15)



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Final


En la Tabla 2.5 se indican las referencias que sustentan el plan de obras de transmisión de la

Tabla 2.4.

Tabla 2.5 Referencias del plan de obras de transmisión

Es importante notar que este plan de obras de transmisión no considera los proyectos del

Plan Vinculante del PT, los cuales estarían ingresando a partir del año 2017. En ese sentido,

existe la posibilidad de que se presenten problemas operativos coyunturales hasta el ingreso

de los proyectos mencionados.

2.2 Diagnóstico de la operación económica

2.2.1 Resultados del Caso Base

De los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo

2015 – 2016, se resalta que no se presenta restricción del suministro de energía en el SEIN.

A continuación se detalla los principales indicadores que describen el comportamiento del

SEIN en el periodo de análisis.

2.2.1.1 Despacho de generación

Se evalúa el despacho de generación anual que cubre la demanda del sistema, separando la

generación de las centrales por tipo de fuente, es decir; hidroeléctrica, gas natural, eólica,

solar, biomasa, carbón, residual y diesel. Las centrales hidroeléctricas que conforman la

Notas Referencia del poyecto de transmisión

(1):

(2):

(3):

(4):

(5):

(6):

(7):

(8):

(9):

(10):

(11):

(12):

(13):

(14):

(15):

Fecha estimada. Proyectos considerados en el Informe N° 0279-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de

Inversiones en Transmisión - Área de Demanda 6" (Regulación para el período 2013-2017, Publicación - Julio 2012).

Fecha estimada. Proyectos considerados en el Informe N° 0280-2012-GART "Estudio para la Determinación del Plan de

Inversiones en Transmisión - Área de Demanda 7" (Regulación para el período 2013-2017, Publicación - Julio 2012).

Fecha indicada en función a la Fecha de Cierre del Concurso realizado por PROINVERSIÓN y al plazo establecido en la Versión

Final del Contrato de Concesión.

Fecha de ingreso estimada.

Fecha estimada según información de su Estudio de Pre Operatividad.

Fecha de ingreso estimada. Proyectos que serán licitados por PROINVERSION, según oficio del MINEM N° 1430 - 2012 -

MEM/DGE de fecha 20.11.2012.

Fecha de ingreso estimada. Proyectos a cargo del MINEM, según oficio del MINEM N° 1430 - 2012 - MEM/DGE de fecha

20.11.2012.

Fecha estimada. El proyecto cuenta con Estudio de Pre Operatividad aprobado.

Según información enviada para el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN en setiembre de 2012.

Fecha de ingreso según información del MINEM enviada con Oficio N° 856 - 2012 -MEM/DGE de fecha 10.07.2012.

Se estima que entrará en servicio en el segundo semestre del 2013, considerando que aún no se aprueba su Estudio de Pre

Operatividad.

Fecha de ingreso según fecha de ingreso del proyecto de generación.

Según información de OSINERGMIN enviada con Oficio N° 9714 - 2012 - OS - GFE de fecha 28.12.2012.

Según información de la Unidad de Supervisión de Post Privatización de OSINERGMIN (USPP - OSINERGMIN) publicado en

noviembre de 2012.

Fecha estimada puesto que a la fecha no se ha firmado el contrato para la ejecución del proyecto (Adenda de Ampliación) y de

acuerdo a los plazos informados por el MINEM con Oficio N° 856 - 2012 - MEM/DGE de fecha 12.07.2012.



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Final


generación con recursos energéticos renovables (RER) son incluidas en el grupo de tipo de

fuente hidroeléctrica.

Se observa que en el SEIN se requiere el despacho de centrales térmicas que utilizan

combustible diesel y residual, así como la planta de carbón, que en suma constituyen el 3% y

2,5% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente. Esto se debe a la falta de

mayores proyectos de generación de bajo costo operativo, así como a la congestión de la

línea de interconexión Centro - Sur en 220 kV (Mantaro – Cotaruse), la cual fuerza la

operación de centrales térmicas de relativo alto costo operativo en la zona Sur.

Asimismo, se observa que en el periodo de evaluación la generación hidroeléctrica cubre

aproximadamente el 50,2% y 52,3% de la demanda en los años 2015 y 2016,

respectivamente. La diferencia es cubierta en gran parte por el despacho de la generación a

gas natural, la cual representa aproximadamente el 44,4% y 43,1% de la demanda en los

años 2015 y 2016, respectivamente. En el 2016 el despacho de generación en base a gas

natural se incrementa significativamente con respecto al 2015 (incremento de 2 077 GWh)

debido a que se considera la ampliación del ducto de Camisea en el año 2016.

En la Tabla 2.6 se muestra los resultados de despacho de generación para el Caso Base, en

la cual se muestra la cobertura de la demanda anual del SEIN según el tipo de fuente.

Tabla 2.6 Despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base.

En la Tabla 2.6 se observa que la energía anual producida por los proyectos RER es de

aproximadamente 1 285 GWh, sin considerar los proyectos hidroeléctricos que forman parte

de los proyectos RER, los cuales se agruparon dentro del rubro de centrales hidroeléctricas.

En la Figura 2.1 se muestra la evolución mensual del despacho de generación por tipo de

fuente.

Tipo de 2015 2016

Fuente GWh % GWh %

Hidraulica 26 717 50,2% 31 210 52,3%

Gas Natural 23 632 44,4% 25 709 43,1%

Carbón 628 1,2% 829 1,4%

Biomasa 42 0,1% 42 0,1%

Eolica 986 1,9% 988 1,7%

Solar 256 0,5% 257 0,4%

Residual 270 0,5% 231 0,4%

Diesel 692 1,3% 447 0,7%

Total 53 223 100% 59 713 100%



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Final


Figura 2.1 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, Caso Base.

En la Figura 2.1 se aprecia que entre los meses de estiaje (mayo – octubre) se produce un

mayor despacho de generación de las centrales térmicas que utilizan combustible diesel,

residual y carbón, ello debido a la reducción de la generación hidroeléctrica.

En la Figura 2.2 se observa el porcentaje de cobertura de la demanda por tipo de fuente,

apreciándose que en el año 2016 existe una menor participación de la generación a base de

combustible líquidos y de carbón en comparación con el año 2015, debido al incremento de la

capacidad de transporte de gas natural de Camisea lo cual incrementa el despacho de las

centrales térmicas de ciclo combinado y de ciclo simple en el área de Chilca.

Figura 2.2 Cobertura de la demanda por tipo de fuente, Caso Base.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2015 2016

En

erg

ía (

GW

H)

Biomasa Eolica Solar Hidro Gas Carbón Residual Diesel

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2015 2016

En

erg

ía (

%)




27/02/2013

Final


2.2.1.2 Consumo de gas natural de Camisea

Se evalúa el consumo de gas natural de Camisea considerando las premisas

correspondientes. Los resultados se analizan sobre el consumo de las centrales agrupadas

por tipo de tecnología, es decir, centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto.

De los resultados de consumo de gas natural de Camisea por las centrales térmicas ubicadas

en el área de Lima e Ica, se destaca que estos consideran la restricción de transporte de gas

en el ducto de Camisea hasta el año 2015, y que a partir del año 2016 dicha restricción se

elimina como consecuencia de la ampliación del ducto.

En la Tabla 2.7 se muestra el consumo de gas natural de Camisea de las centrales térmicas

en el área de Lima e Ica.

Tabla 2.7 Despacho promedio anual de gas de Camisea en MMPCD, Caso Base.

Se observa que en el año 2015 el consumo promedio es de 398 MMPCD, el cual se

incrementa a 444 MMPCD en el año 2016. Asimismo, en el año 2015 se presenta un

consumo máximo de 421 MMPCD incrementándose a 508 MMPCD en el año 2016.

La Figura 2.3 muestra la evolución mensual del consumo de gas natural de Camisea, se

aprecia la variación estacional característica entre la época de avenida y estiaje. Se observa

un mayor consumo de gas natural en estiaje debido a la reducción en la producción de las

centrales hidroeléctricas.

MMPCD 2015 2016

Máximo 421 508

Mínimo 367 353

Promedio 398 444



27/02/2013

Final


Figura 2.3 Consumo de gas de Camisea por centrales de generación en Lima e Ica, Caso Base.

En la Figura 2.4 se muestra el consumo de gas natural de Camisea separado por el consumo

de centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo abierto del área de Lima e Ica.

Figura 2.4 Consumo de gas de Camisea según tecnología de generación en el área de Lima e Ica,

Caso Base.

Se observa que las centrales de ciclo combinado tienen un consumo aproximadamente

constante durante el año, como consecuencia de tener costos operativos relativamente bajos,

lo que le permite un despacho permanente en el sistema. Las unidades de ciclo abierto

0

100

200

300

400

500

600

en

e-1

5

feb

-15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun

-15

jul-

15

ago

-15

sep

-15

oct

-15

no

v-1

5

dic

-15

en

e-1

6

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

ago

-16

sep

-16

oct

-16

no

v-1

6

dic

-16

MM

PC

D

Ciclo Combinado Ciclo Abierto



27/02/2013

Final


presentan una mayor variación en el despacho, reduciendo su consumo en avenida con

respecto al estiaje.

2.2.1.3 Potencias promedios en líneas de transmisión

Se analiza los intercambios de flujo de potencia promedio entre las zonas del SEIN en el

bloque de máxima demanda del sistema (19 horas); es decir los intercambios entre la zona

Centro – Norte y Centro – Sur, para el cual se suman las contribuciones de los flujos por las

diferentes líneas que interconectan las zonas mencionadas (líneas en 220 kV y 500 kV).

Para el caso del área de Lima y zona Centro, se monitorean los flujos promedios por las

principales líneas de transmisión de 220 kV.

Zona Norte

En la zona Norte no se observa congestión en las líneas de transmisión, asimismo cabe

resaltar que las líneas de 220 kV que van desde Chimbote hasta Talara presentan una carga

reducida, debido a que todo el enlace de la costa de 220 kV tiene doble circuito, así como a

la presencia del refuerzo en 500 kV Chimbote – Trujillo – La Niña, la cual descarga en gran

medida el enlace de 220 kV de la costa.

Asimismo, se observa que el flujo promedio total de las líneas que interconectan la zona

Centro con la zona Norte no sobrepasa los 500 MW en el periodo de evaluación, tal como se

aprecia en la Figura 2.5.

Figura 2.5 Flujo de potencia promedio en la interconexión Centro – Norte, Caso Base.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW

Flujo total Interconexión Centro - Norte




27/02/2013

Final


En el año 2015 se observan flujos de la zona Centro hacia la zona Norte por debajo de 100

MW, como consecuencia del despacho de la reserva fría de la zona Norte debido a la falta de

generación eficiente en el SEIN. Con el incremento de la generación de las centrales que

utilizan gas de Camisea en el año 2016 no se requiere del despacho de dichas reservas fría y

por tanto se incrementa el flujo de potencia hacia la zona Norte hasta un máximo de 450 MW.

Zona Centro

De los resultados se observa que las líneas de transmisión de la zona Centro operan por

debajo de su capacidad de transporte (no se presenta congestión), con excepción de la L.T.

Paragsha – Vizcarra de 220 kV. En la Figura 2.6 se muestra el flujo promedio de potencia en

la línea mencionada, observándose que hasta el primer semestre del año 2015, ésta línea

presenta un flujo de potencia por debajo de su límite de transporte (menor al 50%). Con el

ingreso de la C.H. Chaglla a mediados del año 2015 esta línea incrementa su carga tal como

se muestra en la Figura 2.6.

En el año 2016, se observa un incremento adicional de carga en la L.T. Paragsha – Vizcarra

de 220 kV la cual supera la capacidad de transporte. Esto se debe al incremento de demanda

en Antamina, la cual se incrementaría de 145 MW en el 2015 a 208 MW en el 2016.

Figura 2.6 Flujo promedio de potencia en la L.T. Paragsha – Vizcarra de 220 kV, Caso Base.

Asimismo, para el periodo de evaluación en el área de Lima; las LL.TT. Chilca – San Juan,

Ventanilla – Chavarría y Zapallal – Ventanilla de 220 kV se consideran reforzadas, las dos

primeras con un cuarto circuito y la última con una repotenciación. Tal como se aprecia en la

Figura 2.7, las líneas en mención presentan cargas por debajo de su límite de transporte.



27/02/2013

Final


Figura 2.7 Flujo promedio de potencia en principales líneas de 220 kV del área de Lima, Caso Base.

En la Figura 2.8 se muestra el flujo promedio de potencia en las principales líneas de 220 kV

que inyectan energía desde el Mantaro al área de Lima (LL.TT. Pachachaca – Callahuanca,

Pomacocha – San Juan y Huanza – Carabayllo de 220 kV). En el año 2016 se aprecia un

incremento en el flujo de potencia en estas líneas con respecto al año 2015, debido al

incremento de la demanda en el área de Lima y al incremento de generación en el área de

Mantaro con el ingreso en operación de la C.H. Cerro del Águila.

Tal como se aprecia en la Figura 2.8, el incremento de carga en las líneas mencionadas se

presenta en mayor medida a finales del año 2016; periodo en el cual la carga máxima

alcanza el 100%, 92% y 80% en las LL.TT. Pachachaca – Callahuanca (congestionada),

Huanza – Carabayllo y Pomacocha – San Juan de 220 kV, respectivamente. Lo cual se debe

en parte al incremento de la generación en la zona Centro, al cambio de estacionalidad de

estiaje a avenida y al efecto de la máxima demanda (diciembre).

-1000

-500

0

500

1000

1500

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW

L.T. Chilca - San Juan de 220 kV L.T. Ventanilla - Zapallal de 220 kV

L.T. Ventanilla - Chavarria de 220 kV Límite L.T. Chilca - San Juan de 220 kV

Límite L.T. Ventanilla - Chavarria de 220 kV Límite L.T. Ventanilla - Zapallal de 220 kV



27/02/2013

Final


Figura 2.8 Flujo promedio en líneas que inyectan energía desde Centro hacia Lima, Caso Base.

Zona Sur

Las líneas de transmisión de la zona Sur no presentan congestión en el periodo de

evaluación, a excepción de la L.T. Mantaro – Cotaruse de 220 kV. Esta línea que

interconecta la zona Centro con la zona Sur, no presenta congestión en el año 2015 como

consecuencia de la operación de la planta de reserva fría de Ilo, sin embargo, el porcentaje

de carga se incrementa a 100% (congestión) en el año 2016 debido a mayor demanda en la

zona Sur, donde se requiere del despacho de la reserva fría de Ilo en el bloque de punta.

En la L.T. Cotaruse – Socabaya de 220 kV no se presenta congestión en todo el periodo de

evaluación, sin embargo presenta una carga máxima de 92% en avenida del año 2016.

Asimismo, se observa que en el año 2015 las LL.TT. Chilca – Marcona y Marcona – Ocoña

de 500 kV presentan cargas máximas que no superan su límite de transporte. En el año 2016

con el incremento de carga en la zona Sur estas líneas incrementan su carga; principalmente

la L.T. Chilca – Marcona de 500 kV en la cual el porcentaje de carga se aproxima al límite de

transporte.

En la Figura 2.9 se muestra el flujo total acumulado de las líneas que interconectan la zona

Centro con la zona Sur, observándose un aporte máximo de la zona Centro hacia el Sur del

orden de 800 MW y 1100 MW en los años 2015 y 2016, respectivamente, lo que indica la

falta de nuevos proyectos de generación eficiente en la zona Sur. El incremento significativo

0

50

100

150

200

250

300

350

ene-

15

feb-

15

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-15

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may

-15

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15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW

L.T. Pachachaca - Callahuanca de 220 kV L.T. Pomacocha - San Juan de 220 kV L.T. Huanza - Carabayllo de 220 kV



27/02/2013

Final


del flujo total de potencia hacia la zona Sur en el año 2016 se debe al incremento de

demanda en dicha zona, el cual es de aproximadamente 300 MW en proyectos de demanda.

Figura 2.9 Flujo promedio total de la interconexión Centro – Sur, Caso Base.

2.2.1.4 Reserva operativa de generación

La reserva operativa de generación del SEIN se evalúa en la hora punta del sistema,

considerando la potencia disponible de las centrales térmicas y la potencia despachada por

las centrales hidroeléctricas, resultado de la simulación de la operación económica del

sistema.

Para la evaluación de este indicador se considera que el mes representativo de la época de

avenida (diciembre – mayo) es marzo, el mes representativo de la época de estiaje (junio –

noviembre) es agosto, asimismo, se considera la evaluación en la máxima demanda anual

(diciembre).

A continuación se presenta los resultados de reserva operativa de generación en el SEIN.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW

Flujo total Interconexión Centro - Sur




27/02/2013

Final


Figura 2.10 Reserva operativa de generación en el SEIN, periodo 2015 – 2016, Caso Base.

En la Figura 2.10 se muestra la evolución de la reserva operativa de generación en el SEIN.

Se aprecia que pese al incremento de la demanda, la reserva operativa de generación en el

estiaje del 2016 se mantiene en el orden de 9%, valor observado también en el estiaje del

2015. En el año 2015, tal como se aprecia en la Figura 2.11, se presenta el aporte de

generación por el ingreso al sistema de la CH. Chaglla así como otras centrales

hidroeléctricas pequeñas; las cuales en su mayoría se ubican en la zona Centro. Asimismo,

en el año 2016 se presenta el aporte de generación por el ingreso al sistema de la C.H. Cerro

del Águila y por el incremento en la generación de las centrales que consumen gas de

Camisea debido a la mayor disponibilidad de este combustible.

Cabe resaltar que a pesar del incremento de generación a principios del año 2016 con el

ingreso de la C.H. Cerro del Águila, tal como se muestra en la Figura 2.11, en el estiaje del

2016 esta generación no puede aportar el 100% de su potencia debido a la congestión en la

L.T. Mantaro – Cotaruse de 220 kV.



27/02/2013

Final


Figura 2.11 Importantes proyectos de generación en el periodo 2015 – 2016, Caso Base.

Es importante resaltar que esta condición de reserva operativa en el SEIN prevista para el

estiaje del año 2016, considera el mayor aporte de las centrales térmicas que utilizan gas

natural de Camisea, las cuales pueden despachar su potencia firme sin la limitación de gas

natural que había hasta el año 2015. En caso no se realizara la ampliación del ducto de

Camisea, la situación sería más desfavorable.

La reserva operativa del SEIN en la máxima demanda de los años 2015 y 2016, presenta

valores de 12% y 15%, respectivamente. En el año 2016 la reserva operativa en el SEIN se

ve incrementada debido al ingreso de la C.H. Pucará y de la C.T. Quillabamba. Cabe resaltar

que con el ingreso de la C.H. Pucará la situación en la zona Sur mejora como consecuencia

del afianzamiento hídrico de la cuenca en la que se encuentra, lo que permite mayor

disponibilidad hidrológica en el periodo de estiaje a las CC.HH. Machupicchu y Santa Teresa,

las cuales están en la misma cuenca hidrográfica.

2.2.2 Resultados de la sensibilidad “Retraso de 1000 MW”

En el presente caso se analiza los resultados obtenidos al retrasar en un año el ingreso en

operación de los proyectos C.H. Chaglla (456 MW) y C.H. Cerro del Águila (525 MW), los

cuales están ubicados en la zona Centro y tienen fechas previstas de ingreso en julio de 2015

y enero de 2016, respectivamente.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

ene-

13fe

b-13

mar

-13

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13m

ay-1

3ju

n-13

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sep-

13oc

t-13

nov-

13di

c-13

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14fe

b-14

mar

-14

abr-

14m

ay-1

4ju

n-14

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4ag

o-14

sep-

14oc

t-14

nov-

14di

c-14

ene-

15fe

b-15

mar

-15

abr-

15m

ay-1

5ju

n-15

jul-1

5ag

o-15

sep-

15oc

t-15

nov-

15di

c-15

ene-

16fe

b-16

mar

-16

abr-

16m

ay-1

6ju

n-16

jul-1

6ag

o-16

sep-

16oc

t-16

nov-

16di

c-16

MW

Ingreso de generación (MW) Potencia Instalada Acumulada (MW) sin considerar centrales eólicas y solares

C.H. Cheves (168 MW) y pequeñas CC.HH.

(152 MW)

C.H. Cerro del Aguila (525 MW)

C.H. Pucara (150 MW - oct2016) y C.T.

Quillabamba (200 MW - dic2016)

PERIODO 2015 - 2016

C.H. Chaglla (456 MW) y pequeñas CC.HH.

(165 MW)



27/02/2013

Final


Los resultados de la simulación de la operación económica del sistema para el periodo 2015

– 2016, indican que no se presenta restricción del suministro de energía en SEIN. A

continuación se detalla los principales indicadores que describen el comportamiento del SEIN

en el periodo de análisis:

2.2.2.1 Despacho de generación

Tal como se aprecia en la Tabla 2.8, se observa que en el SEIN se requiere el despacho de

centrales térmicas que utilizan combustible líquidos (diesel y residual), así como la planta de

carbón, que en suma constituyen el 4,4% y 3,6% de la demanda en los años 2015 y 2016,

respectivamente. Con respecto al Caso Base, esto representa un incremento de

aproximadamente 765 GWh y 663 GWh en el 2015 y 2016, respectivamente, generados con

combustible líquidos y carbón.

Asimismo, se observa que en el periodo de evaluación la generación hidroeléctrica disminuye

su participación en el despacho, llegando a representar el 48% y 47% de la generación total

del SEIN, en los años 2015 y 2016, respectivamente. Mientras que el despacho de

generación a base de gas natural, se incrementa respecto al Caso Base y representa

aproximadamente el 45% y 47% de la demanda en los años 2015 y 2016, respectivamente.

Tabla 2.8 Despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso de 1000 MW”.

Con respecto a la energía anual producida por los proyectos RER (eólico, solar y Biomasa)

ésta es la misma que la producida en el Caso Base, debido a que han sido modeladas con

potencia media y costo cero.

Tipo de 2015 2016

Fuente GWh % GWh %

Hidraulica 25 571 48,1% 28 203 47,2%

Gas Natural 24 003 45,1% 28 055 47,0%

Carbón 715 1,3% 703 1,2%

Biomasa 42 0,1% 42 0,1%

Eolica 986 1,9% 988 1,7%

Solar 256 0,5% 257 0,4%

Residual 354 0,7% 401 0,7%

Diesel 1 285 2,4% 1 066 1,8%

Total 53 214 100% 59 715 100%



27/02/2013

Final


Figura 2.12 Evolución del despacho de generación por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso de 1000

MW”.

En la Figura 2.12 se muestra la evolución del despacho de generación por tipo de fuente en

el periodo de evaluación, apreciándose que la generación con combustibles líquidos (diesel y

residual) se incrementa significativamente. De las Tablas 3.6 y 3.8 se observa que este

incremento con respecto al Caso Base representa aproximadamente 70% en el año 2015 y

116% en el año 2016.

En la Figura 2.13 se observa el porcentaje de cobertura de la demanda por tipo de fuente. Se

aprecia que la generación hidroeléctrica en el año 2015 se reduce en 1 145 GWh, lo cual

representa el 4,3% de la generación hidroeléctrica producida en el Caso Base. Esta

diferencia es asumida en mayor proporción por el incremento de la generación con

combustible residual y diesel, debido a la limitación de transporte de gas natural de Camisea.

En el año 2016 la reducción de la generación hidroeléctrica es de aproximadamente de 3 000

GWh, lo cual representa el 9,6% de la generación hidroeléctrica del Caso Base en ese mismo

año. Esta reducción es asumida en mayor porcentaje (78%) por el incremento de la

generación con gas natural, debido a la mayor disponibilidad de gas de Camisea, y en menor

porcentaje (22%) por el incremento de la generación con combustible diesel; debido al

despacho de centrales térmicas de reserva fría; el cual se incrementa con respecto al Caso

Base.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2015 2016

En

erg

ía (

GW

H)




27/02/2013

Final


Figura 2.13 Cobertura de la demanda por tipo de fuente, sensibilidad “Retraso de 1000 MW”.

2.2.2.2 Consumo de gas natural de Camisea

En la Tabla 2.9 se muestran los resultados obtenidos de consumo de gas natural de Camisea

por las centrales térmicas ubicadas en el área de Lima e Ica. De los resultados se destaca

que en el año 2015 el consumo promedio de gas natural de Camisea casi no presenta

variación con respecto al Caso Base, mientras que en el año 2016 se presenta un incremento

de 40 MMPCD en el consumo promedio y un incremento de 97 MMPCD en el consumo

mínimo con respecto al Caso Base.

Tabla 2.9 Despacho promedio anual de gas de Camisea en MMPCD, sensibilidad “Retraso de 1000

MW”.

En la Figura 2.14, se muestra la evolución del consumo de gas natural de Camisea por las

centrales térmicas en el área de Lima e Ica. Con respecto al Caso Base, se aprecia un

incremento en el consumo de gas natural de Camisea en la época de avenida del año 2016.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2015 2016

En

erg

ía (

%)


MMPCD 2015 2016

Máximo 421 508

Mínimo 367 450

Promedio 403 484



27/02/2013

Final


Figura 2.14 Consumo de gas de Camisea por centrales de generación en Lima e Ica, sensibilidad

“Retraso de 1000 MW”.

Para el presente Caso de Sensibilidad, en la Figura 2.15 se muestra el consumo de gas

natural de Camisea separado por el consumo de centrales de ciclo combinado y centrales de

ciclo abierto en el área de Lima e Ica. Con respecto al Caso Base se aprecia que en el año

2016 el consumo de gas natural por las centrales de ciclo combinado es constante en dicho

año, sin embargo el incremento en el consumo de gas natural por las centrales de ciclo

abierto se produce mayormente en la época de avenida del 2016.

Figura 2.15 Consumo de gas de Camisea según tecnología en el área de Lima e Ica, sensibilidad

“Retraso de 1000 MW”.

0

100

200

300

400

500

600

en

e-1

5

feb

-15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun

-15

jul-

15

ago

-15

sep

-15

oct

-15

no

v-1

5

dic

-15

en

e-1

6

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

ago

-16

sep

-16

oct

-16

no

v-1

6

dic

-16

MM

PC

D

Ciclo Combinado Ciclo Abierto



27/02/2013

Final


2.2.2.3 Potencias promedios en líneas de transmisión

Zona Norte

En el presente caso no se presenta congestión en las líneas de transmisión de la zona Norte.

Asimismo, se presenta una reducción en el flujo de potencia total enviado desde la zona

Centro, tal como se muestra en la Figura 2.16, debido al incremento en el despacho de las

centrales térmicas ubicadas en la zona Norte (plantas de reserva fría).

Figura 2.16 Flujo promedio total en la interconexión Centro – Norte, sensibilidad “Retraso de 1000

MW”.

Zona Centro

Tal como se aprecia en la Figura 3.17, el retraso de los proyectos hidroeléctricos en la zona

Centro (CC.HH. Chaglla y Cerro del Águila) trae como consecuencia que el flujo promedio de

potencia en la L.T. Paragsha – Vizcarra de 220 kV no supere la capacidad de transporte en el

periodo de evaluación, lo cual si ocurriría en el Caso Base. Pero la situación de congestión es

evidente a finales del año 2016 cuando se incrementa la generación en esta zona.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW





27/02/2013

Final


Figura 2.17 Flujo promedio en la línea Paragsha – Vizcarra de 220 kV, sensibilidad “Retraso de 1000

MW”.

Zona Sur

En la Figura 2.18 se muestra el flujo promedio de potencia total enviado desde la zona Centro

hacia la zona Sur, el cual resulta de sumar los flujos de potencia en la L.T. Mantaro Cotaruse

de 220 kV y en la L.T. Marcona – Ocoña de 500 kV.

Figura 2.18 Flujo promedio total de la interconexión Centro – Sur, sensibilidad “Retraso de 1000 MW”.

Se observa que el flujo de potencia total enviado hacia la zona Sur se mantiene por debajo

de 800 MW en el año 2015, mientras que en el año 2016 el flujo total no supera los 1000

000

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW





27/02/2013

Final


MW. En comparación con el Caso Base se presenta una reducción en el periodo

comprendido entre el estiaje de 2015 y la avenida de 2016, debido a la reducción de la

generación en la zona Centro y al incremento en el despacho de las centrales térmicas en la

zona Sur, que incluye la generación de la reserva fría de Ilo en el bloque de punta.

2.2.2.4 Reserva operativa de generación

En la Figura 2.19 se muestran los resultados de reserva operativa de generación en el SEIN.

Se observa que a partir del estiaje del año 2015 la reserva operativa disminuye

considerablemente desde un 9% presentado en el Caso Base hasta un valor de 3% en el

presente Caso de Sensibilidad. En el estiaje del 2016 se presenta una situación similar la

reserva operativa de generación disminuye desde un 9% a un 5% en el presente caso.

Cabe resaltar que esta situación de reserva operativa se agravaría en el 2016 si en ese año

no se contara con la ampliación del gasoducto de Camisea.

Figura 2.19 Reserva operativa de generación en el SEIN, periodo 2015 – 2016, sensibilidad “Retraso

de 1000 MW”.

2.3 Diagnóstico operativo

2.3.1 Alcances

Las simulaciones realizadas abarcan desde el análisis de estado estacionario, flujo de

potencia en condiciones normales y en contingencias, cortocircuito, estabilidad de tensión

(factores de sensibilidad de la tensión y curva P-V); como también el análisis en estado



27/02/2013

Final


transitorio de gran perturbación y de pequeña perturbación. Las simulaciones están basadas

en los criterios y metodologías descritas en el numeral 2.6.

2.3.2 Operación en estado estacionario en condiciones normales

Se evalúa la operación del sistema tanto para el periodo de avenida y estiaje, para las

condiciones de demanda máxima, media y mínima, así como para la condición de máxima

demanda del sistema (diciembre).

En las figuras siguientes se muestran los resultados de las simulaciones, en cuanto a

tensiones de barras y flujos en líneas de transmisión, los cuales se consideran de mayor

relevancia para el análisis. Los resultados corresponden a las barras y las líneas más

representativas del SEIN. Adicionalmente, en el anexo F se muestran los resultados de la

operación de los SVC del SEIN, flujos y tensiones en 138 kV.

2.3.2.1 Condiciones normales 2015

Las tensiones en barras en 500 kV y 220 kV son mostrados en las siguientes figuras:

Figura 2.20 Tensiones en barras de 500 kV.

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

MaxA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Chilca Nueva Marcona Ocoña Montalvo

P.U.Operativo TENSIONES DE 500 kV EN CONDICIONES NORMALES 2015

maxima media minima MaxAnual 1,10 p.u.

OPERACIÓN EN EMERGENCIA

OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2013

Final


Figura 2.21 Tensiones en barras de 220 kV, Centro y Norte.

Figura 2.22 Tensiones en barras de 220 kV, Centro y Sur.

La carga porcentual de los flujos de potencia por las líneas de 500 kV y 220 kV son

mostrados en las siguientes figuras.

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Zorritos Talara Piura Oeste ChiclayoOeste

Guadalupe LaNiña Trujillo Chimbote ParamongaNueva

Zapallal Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan


maxima media minima MaxAnual 1,10 p.u. 1,05 p.u. 1,00 p.u. 0,95 p.u. 0,90 p.u.


OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

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ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Chilca RepIndependencia Marcona Mantaro Cotaruse Huayucachi Tingo Maria Paragsha Oroya NuevaPachachaca Montalvo Puno Socabaya Los Heroes





27/02/2013

Final


Figura 2.23 Carga en líneas de 500 kV.

Figura 2.24 Carga en líneas de 220 kV, Norte.

0

20

40

60

80

100

120

140

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Max

An

ual

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Carabayllo-Chimbote

Chimbote-Trujillo Trujillo-LaNiña Chilca-Carabayllo Chilca-Marcona Marcona-Ocoña Ocoña-SanCamilo SanCamilo-Montalvo

% FLUJOS EN LÍNEAS DE 500 kV EN CONDICIONES NORMALES 2015

maxima media minima MaxAnual 120% 100%

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Talara-Piura La Niña-PiuraSur

La Niña-Chiclayo

Chiclayo-Carhuaquero

Trujillo-Guadalupe

Trujillo-Cajamarca

Guadalupe-Chiclayo

Cajamarca-Carhuaquero

Chimbote-Trujillo

Paramonga-Chimbote

Paramonga-Conococha

Paramonga-Huacho

Huacho-Zapallal


maxima media minima



27/02/2013

Final


Figura 2.25 Carga en líneas de 220 kV, Centro y Norte.

Figura 2.26 Carga en líneas de 220 kV, Centro y Sur 1.

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

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je

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al

Av

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ida

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Ma

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nu

al

Av

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ida

Es

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Ma

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nu

al

Av

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ida

Es

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je

Ma

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nu

al

Av

en

ida

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je

Ma

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nu

al

Av

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ida

Es

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je

Ma

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al

Av

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ida

Es

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je

Ma

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al

Av

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ida

Es

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je

Ma

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nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

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nu

al

Av

en

ida

Es

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je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

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je

Ma

xA

nu

al

Carabayllo-Zapallal

Zapallal-Ventanilla

Ventanilla-Chavarria

Cajamarquilla-Chavarria

Santa Rosa-Chavarria

San Juan-Santa Rosa

Pomacocha-Carhuamayo

San Juan-Chilca

Chilca-Planicie Independencia-Ica

Friaspata-Mollepata

Conococha-Kiman Ayllu

Kiman-Shahuindo


maxima media minima

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Paragsha-Conococha

Tingo María-Vizcarra

Mantaro-Independencia

Paragsha-Vizcarra

Carhuam-Paragsha

Carhuam-Oroya N

Oroya N-Pachachaca

Pachachaca-Pomacocha

MantaroPachachaca

Mantaro-Pomacocha

Huancavel-Mantaro

Pomacocha-San Juan

Suriray-Quencoro

Quencoro-Onocora


maxima media minima

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final


Figura 2.27 Carga en líneas de 220 kV y 138 kV, Centro y Sur 2.

El estado de la operación de los SVC del SEIN se muestran en la siguiente figura:

Figura 2.28 Operación de los SVC.

De los resultados obtenidos se indica, para el 2015 que:

Las tensiones en 500 kV son aceptables debido a que operan dentro del rango

permitido de acuerdo a los criterios, con un máximo valor de 527 kV en la S.E La

Niña, la cual ocurre en la mínima demanda.

Las tensiones en 220 kV del SEIN operan dentro del rango aceptado en los criterios, a

excepción de la subestación Puno que opera con tensiones en el límite inferior de

0,95 p.u. en los casos de máxima demanda.

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Onocora-Tintaya

Mantaro-Cotaruse

Cotaruse-Socabaya

Montalvo-Socabaya

Montalvo-LosHéroes

Suriray-Cotaruse

Tintaya-Socabaya

Socabaya-Moquegua

MontalvoPuno

138 Tintaya-Ayaviri

138 Azangaro-Juliaca

138Juliaca-

Puno


maxima media minima

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

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nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

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Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Chiclayo Cajamarca Trujillo Vizcarra Balnearios Chavarria Socabaya Tintaya Tintaya-Antapacay

MVAR OPERACIÓN DE LOS SVC CONDICIONES NORMALES 2015

maxima media minima

CA

PA

CIT

IVO

IND

UC

TIV

O



27/02/2013

Final


Las líneas de 500 kV de la troncal del Norte operan entre el 53% (L.T. Chimbote –

Trujillo 550 kV) y el 65% (L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV) de la capacidad nominal

y las líneas de la troncal del Sur entre el 60% (L.T. San Camilo – Montalvo 500 kV) y

el 96% (L.T. Chilca – Marcona 500 kV, sobre 700 MW).

Las líneas de 220 kV operan por debajo de su capacidad nominal.

La línea en 220 kV Mantaro – Cotaruse opera congestionada, y para su control se

requiere del despacho de la reserva fría de Ilo.

Para el 2015, los equipos estáticos de compensación reactiva que operan

predominantemente en sus límites reactivos son: Cajamarca (inductivo), Trujillo

(inductivo), Tintaya (capacitivo) y Tintaya – Antapacay (capacitivo).

2.3.2.2 Condiciones normales 2016


Figura 2.29 Tensiones en barras de 500 kV.

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

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nu

al

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

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Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

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Es

tia

je

MaxA

nu

al

Av

en

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Es

tia

je

Ma

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nu

al

Av

en

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Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

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Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Av

en

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Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

La Niña Trujillo Chimbote Carabayllo Chilca Nueva Marcona Ocoña Montalvo


maxima media minima MaxAnual 1,10 p.u.


OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2013

Final


Figura 2.30 Tensiones en barras de 220 kV, Centro y Norte.

Figura 2.31 Tensiones en barras de 220 kV, Centro y Sur.

La carga porcentual de los flujos de potencia por las líneas de 500 kV y 220 kV son

mostrados en las siguientes figuras:

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

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nu

al

Av

en

ida

Esti

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Ma

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al

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ida

Esti

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Ma

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al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Zorritos Talara Piura Oeste ChiclayoOeste

Guadalupe LaNiña Trujillo Chimbote ParamongaNueva

Zapallal Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

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al

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ida

Esti

aje

Ma

xA

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al

Av

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ida

Esti

aje

Ma

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nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Chilca RepIndependencia Marcona Mantaro Cotaruse Huayucachi Tingo Maria Paragsha Oroya NuevaPachachaca Montalvo Puno Socabaya Los Heroes





27/02/2013

Final


Figura 2.32 Carga en líneas de 500 kV.

Figura 2.33 Carga en líneas de 220 kV, Norte.

0

20

40

60

80

100

120

140

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Max

An

ual

Aven

ida

Esti

aje

Ma

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nu

al

Aven

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Esti

aje

Ma

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al

Aven

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aje

Ma

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al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Carabayllo-Chimbote

Chimbote-Trujillo Trujillo-LaNiña Chilca-Carabayllo Chilca-Marcona Marcona-Ocoña Ocoña-SanCamilo SanCamilo-Montalvo


maxima media minima MaxAnual 120% 100%

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

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aje

Ma

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al

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en

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aje

Ma

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al

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aje

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al

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Esti

aje

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aje

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al

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al

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al

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Ma

xA

nu

al

Talara-Piura La Niña-PiuraSur

La Niña-Chiclayo

Chiclayo-Carhuaquero

Trujillo-Guadalupe

Trujillo-Cajamarca

Guadalupe-Chiclayo

Cajamarca-Carhuaquero

Chimbote-Trujillo

Paramonga-Chimbote

Paramonga-Conococha

Paramonga-Huacho

Huacho-Zapallal


maxima media minima

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final


Figura 2.34 Carga en líneas de 220 kV, Centro y Norte.


0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

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je

Ma

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je

Ma

xA

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al

Carabayllo-Zapallal

Zapallal-Ventanilla

Ventanilla-Chavarria

Cajamarquilla-Chavarria

Santa Rosa-Chavarria

San Juan-Santa Rosa

Pomacocha-Carhuamayo

San Juan-Chilca

Chilca-Planicie Independencia-Ica

Friaspata-Mollepata

Conococha-Kiman Ayllu

Kiman-Shahuindo


maxima media minima

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

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je

Ma

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Av

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je

Ma

xA

nu

al

Paragsha-Conococha

Tingo María-Vizcarra

Mantaro-Independencia

Paragsha-Vizcarra

Carhuam-Paragsha

Carhuam-Oroya N

Oroya N-Pachachaca

Pachachaca-Pomacocha

MantaroPachachaca

Mantaro-Pomacocha

Huancavel-Mantaro

Pomacocha-San Juan

Suriray-Quencoro

Quencoro-Onocora


maxima media minima

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final



El estado de la operación de los SVC del SEIN es mostrado en la siguiente figura:

Figura 2.37 Operación de los SVC.

De los resultados obtenidos se indica, para el 2016 que:

Las tensiones del SEIN en 500 kV se encuentran dentro del rango de variación

permitidos en los criterios.

Las tensiones del SEIN en 220 kV son aceptables, excepto en las SS.EE. de Zorritos

y Puno, que presentan tensiones por debajo del umbral permitido; la S.E. Zorritos con

195,8 kV (0,89 p.u.) y en la S.E Puno con 209,3 kV (0,93 p.u.) en los casos de

máxima demanda. En el norte, es necesario la operación de la C.T. Malacas TGN4

0

20

40

60

80

100

120

140

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

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al

Av

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Esti

aje

Ma

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Esti

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al

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Esti

aje

Ma

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al

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en

ida

Esti

aje

Ma

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al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

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al

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en

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Esti

aje

Ma

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al

Av

en

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Esti

aje

Ma

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al

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Esti

aje

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al

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en

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Esti

aje

Ma

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al

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en

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Esti

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Ma

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al

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Onocora-Tintaya

Mantaro-Cotaruse

Cotaruse-Socabaya

Montalvo-Socabaya

Montalvo-LosHéroes

Suriray-Cotaruse

Tintaya-Socabaya

Socabaya-Moquegua

MontalvoPuno

138 Tintaya-Ayaviri

138 Azangaro-Juliaca

138Juliaca-

Puno


maxima media minima

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

Av

en

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Av

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Esti

aje

Ma

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al

Av

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Esti

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nu

al

Av

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Esti

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Ma

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al

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al

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al

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Esti

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Ma

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al

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Esti

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Ma

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nu

al

Chiclayo Cajamarca Trujillo Vizcarra Balnearios Chavarria Socabaya Tintaya Tintaya-Antapacay

MVAR OPERACIÓN DE LOS SVC CONDICIONES NORMALES 2016

maxima media minima

CA

PA

CIT

IVO

IND

UC

TIV

O



27/02/2013

Final


para mantener un adecuado perfil de tensiones, sin su operación las tensiones más

bajas se encuentran en el orden de 196 kV.

Las líneas de 500 kV de la troncal del Norte operan entre el 68% (L.T. Chimbote –

Trujillo 550 kV) y el 86% (L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV) de la capacidad nominal

y las líneas de la troncal del Sur entre el 37% (L.T. San Camilo – Montalvo 500 kV) y

el 96% (L.T. Chilca – Marcona 500 kV, sobre 700 MW). Se debe notar que la L.T.

Chilca – Marcona 500 kV es la que en todos los casos presenta la mayor carga

operando cerca de su límite operativo de transmisión de 700 MW.

La L.T. Carhuaquero – Chiclayo presenta flujos de hasta 127 MVA (111% de carga)

en máxima demanda anual, como consecuencia de la inyección de potencia desde la

S.E. Cajamarca por la L.T. Cajamarca – Carhuaquero 220 kV. Cabe indicar que esta

línea tiene una baja capacidad de transmisión de 114 MVA, sin embargo podría ser

repotenciada.

La L.T. Paragsha – Vizcarra para todos los casos supera su capacidad nominal de

transmisión hasta 209 MVA (140 % de carga), como consecuencia de la ampliación

de Antamina, por lo que se observa la necesidad del proyecto de repotenciación de la

L.T Paragsha – Vizcarra 220 kV a 250 MVA, propuesto en el Plan Vinculante del

Informe del Plan de Transmisión vigente, para antes del 2016.

La L.T. Mantaro – Huancavelica presenta cargas de hasta 180 MVA (110% de carga)

en la media y máxima demanda anual. Esto se debe a la particularidad topológica que

presenta la configuración de la S.E. Huancavelica que sólo tiene conexión con una de

las líneas que vienen de las SS.EE. de Mantaro a Independencia.

La línea en 220 kV Mantaro – Cotaruse opera para todos los casos congestionada,

considerado 460 MW medidos en la S.E Cotaruse, por lo que para el control de dicha

congestión se requiere del despacho de la reserva fría de Ilo.


predominantemente en sus límites reactivos son: Cajamarca (inductivo), Chiclayo

(capacitivo), Trujillo (capacitivo e inductivo), Tintaya (capacitivo) y Tintaya –

Antapacay (capacitivo e inductivo).

2.3.3 Operación en estado estacionario en contingencia

Para la evaluación de la operación del sistema en estado de contingencias, se seleccionan

una lista de líneas de transmisión que podrían tener alto impacto en la operación del sistema,



27/02/2013

Final


los cuales podrían generar sobrecargas en las líneas vecinas. A continuación se listan la

relación de líneas que se consideran fuera de servicio por contingencia:

Zona Norte:

• LT 500 kV Trujillo–La Niña

• LT 500 kV Chimbote - Trujillo

• LT 220 kV Talara–Piura

• LT 220 kV Piura–La Niña

• LT 220 kV Guadalupe–Chiclayo

• LT 220 kV Carhuaquero–Cajamarca

• LT 220 kV Paramonga–Chimbote

• LT 220 kV Chimbote - Trujillo

• LT 220 kV Trujillo - Cajamarca

• LT 220 kV Paramonga - Conococha

Zona Centro:

• LT 500 kV Carabayllo - Chimbote

• LT 500 kV Chilca–Carabayllo

• LT 500 kV Chilca–Marcona

• LT 220 kV Zapallal–Ventanilla

• LT 220 kV Ventanilla–Chavarría

• LT 220 kV Cajamarquilla–Chavarría

• LT 220 kV Pomacocha–Carhuamayo

• LT 220 kV San Juan–Chilca

• LT 220 kV Ica–Independencia

• LT 220 kV Conococha–Kiman Ayllu

• LT 220 kV Paragsha–Conococha

• LT 220 kV Tingo María–Vizcarra



27/02/2013

Final


• LT 220 kV Paragsha–Vizcarra

• LT 220 kV Oroya–Pachachaca

• LT 220 kV Mantaro–Independencia

Zona Sur:

• LT 500 kV Marcona - Ocoña

• LT 500 kV Ocoña–San Camilo

• LT 500 kV San Camilo–Montalvo

• LT 220 kV Mantaro–Cotaruse

• LT 220 kV Cotaruse–Socabaya

• LT 220 kV Suriray–Cotaruse

• LT 138 kV Tintaya–Ayaviri

• LT 220 kV Socabaya–Moquegua

• LT 220 kV Moquegua–Puno

• LT 138 kV Azángaro–Juliaca

• LT 138 kV Juliaca–Puno

Mediante la herramienta de análisis de contingencias del DIgSilent, se evaluó la operación

del sistema para los años 2015 y 2016, en los periodos de avenida y estiaje y para los

bloques de demanda máxima, media y mínima demanda, así como la demanda máxima del

año (diciembre). Finalmente, del conjunto de resultados obtenidos para cada contingencia de

la lista descrita anteriormente se analizó en mayor detalle solo las contingencias que

provocan sobrecarga en el sistema y de las cuales se muestran los resultados para el caso

que provoca la mayor contingencia en el sistema, comparándolo con los casos de avenida,

estiaje o la máxima demanda anual. Mayor detalle de todos los análisis se muestran en el

anexo E.

En el anexo E, se muestra el estado de la operación de los SVC del SEIN para las

contingencias seleccionadas.

2.3.3.1 Estado de contingencia 2015




27/02/2013

Final


Figura 2.38 Tensiones en barras, contingencias 2015, Centro y Norte.

Figura 2.39 Tensiones en barras, contingencias 2015, Centro y Sur.

Las cargas porcentuales de los flujos de potencia por las líneas de influencia para cada

contingencia se muestran en las siguientes figuras:

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,2

1,255

00

Ch

imb

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22

0 C

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bo

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50

0 T

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22

0 T

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22

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22

0 G

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22

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22

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22

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13

8 T

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22

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Mar

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22

0 C

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oco

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22

0 A

nta

min

a

50

0 L

aNiñ

a

13

8 B

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13

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22

0 L

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a

22

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layo

O

22

0 G

uad

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22

0 P

iura

-Su

r

22

0 P

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22

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ito

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22

0 T

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a

22

0 C

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layo

O

22

0 C

usp

iniq

ue

500 Chimbote-TrujilloEs15max

220 Paragsha-Conococha Es15max

220 Pomacocha-Carhuamayo MAn15

500 Trujillo-LaNinaEs15max

220 PiuraSur -LaNiña MAn15

P.U. Contingencias Relevantes 2015

PRE-FALLA POST-FALLA 1,10 p.u. 1,05 p.u. 1,00 p.u. 0,95 p.u. 0,90 p.u.


OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,2

1,25

22

0 C

ota

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22

0 A

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13

8 A

ban

cay

22

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uri

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22

0 M

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22

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bay

a

22

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22

0 M

arco

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22

0 Ic

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naN

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22

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cero

sAre

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22

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22

0 C

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22

0 C

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Ver

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22

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13

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o

13

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13

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13

8 A

yavi

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13

8 S

anR

afae

l

220 Mantaro-CotaruseAv15med

500 Chilca-Marcona Es15min 500 Marcona-Ocoña Av15min 220 Moquegua-PunoEs15max




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2013

Final


Figura 2.40 Carga en líneas, contingencias 2015, Centro - Norte.

Figura 2.41 Carga en líneas, contingencias 2015, Centro y Sur.

De los resultados obtenidos se indica, para las contingencias del 2015:

Con las contingencias simuladas, el perfil de tensiones del SEIN se ve comprometida por

debajo de 0.90 p.u., se describe en la siguiente tabla:

0

20

40

60

80

100

120

14022

0 C

him

bo

te-T

rujil

loN

o

220

Tru

jillo

No

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amar

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220

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220

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o

220

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uin

do

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220

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adal

up

e-Tr

ujil

loN

o

220

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a2-V

izca

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220

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220

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22

0 P

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22

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a

22

0 C

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uam

ayo

-Par

agsh

a

220

Oro

yaN

u-C

arh

uam

ayo

220

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hac

hac

a-P

om

aco

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220

Pac

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220

Par

agsh

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izca

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220

Par

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a2-C

on

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220

Par

amo

nga

Nu

- C

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ujil

loN

o

220

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220

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22

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220

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220

Piu

raS-

LaN

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22

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220

LaN

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Ch

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220

Gu

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loN

o

220

Tala

ra-P

iura

O

500 Chimbote-TrujilloEs15max

220 Paragsha-ConocochaEs15max

220 Pomacocha-Carhuamayo MAn15

500 Trujillo-LaNina Es15max 220 PiuraSur - LaNiñaMAn15

% Contingencias Relevantes 2015

PRE-FALLA POST-FALLA 120% 100%

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

0

50

100

150

200

250

220

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Nu

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138

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138

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138

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138

Tin

taya

-Aya

viri

220

Tin

taya

-So

cab

aya

220 Mantaro-Cotaruse Av15med 500 Chilca-Marcona Es15min 500 Marcona-Ocoña Av15min 220 Moquegua-Puno Es15max



Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final


CONTINGENCIAS S.E. COMPROMETIDAS COMENTARIOS

L.T. 500 kV Chilca – Marcona. Marcona, Ica y Nazca Debajo de 0,90 p.u.

L.T. 500 kV Marcona – Ocoña. Cotaruse, Montalvo, Socabaya Debajo de 0,90 p.u.

Tabla 2.10 Contingencias que comprometen las tensiones, 2015.

Con las contingencias simuladas, las líneas del SEIN que son afectadas con cargas

superiores a 120%, se describe en la siguiente tabla:

CONTINGENCIAS LÍNEAS COMPROMETIDAS COMENTARIOS

L.T. 500 kV Chimbote – Trujillo. L.T 220 kV Chimbote – Trujillo. Carga 132%.

L.T. 220 kV Paragsha – Conococha. L.T 220 kV Paragsha – Vizcarra. Carga 126%.

L.T. 220 kV Mantaro – Cotaruse. L.T 220 kV Mantaro – Cotaruse. Carga 160%.

L.T. 500 kV Chilca – Marcona. L.T 220 kV Ica – Marcona. L.T. 220 kV Mantaro – Cotaruse

Carga 160%. Carga 187%

L.T. 500 kV Marcona – Ocoña. L.T 220 kV Socabaya – Montalvo. L.T. 220 kV Mantaro – Cotaruse


Tabla 2.11 Contingencias que comprometen el nivel de carga, 2015.

2.3.3.2 Estado de contingencia 2016


Figura 2.42 Tensiones en barras, contingencias 2016.

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,2

1,25

22

0 P

iura

-Su

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22

0 P

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22

0 T

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a

22

0 Z

orr

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s

22

0 C

hic

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O

22

0 G

uad

alu

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50

0 T

rujil

loN

o

50

0 L

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a

22

0 L

aNiñ

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22

0 T

rujil

lo

22

0 P

iura

50

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bo

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50

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bo

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22

0 C

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bo

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22

0 P

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gaN

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50

0 T

rujil

loN

o

22

0 T

rujil

loN

o

22

0 G

uad

alu

pe

22

0 Z

apal

lal

22

0 C

arab

ayllo

22

0 N

uH

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uJi

cam

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50

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arab

ayllo

22

0 P

lan

icie

22

0 P

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on

gaN

u

22

0 H

uac

ho

50

0 C

arab

ayllo

220

Car

abay

llo

50

0 C

him

bo

te

22

0 C

him

bo

te

220 PiuraSur-LaNiñaMAn16

500 Trujillo-LaNiñaMAn16

500 Chimbote-TrujilloMAn16

220 Zapallal-VentanillaMAn16

500 Carabayllo-Chimbote Es16max




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2013

Final




0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,2

1,252

20

Ref

Zin

c

22

0 C

alla

hu

anca

REP

22

0 C

alla

hu

anca

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22

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22

0 P

ach

ach

aca

22

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roya

Nu

13

8 P

uca

llpa

13

8 A

guay

tia

13

8 H

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uco

13

8 A

uca

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22

0 A

guay

tia

13

8 T

ingo

Mar

ía

13

8 P

uca

llpa

13

8 H

uan

uco

13

8 T

ingo

Mar

ía

13

8 A

uca

yacu

13

8 A

guay

tia

22

0 A

guay

tia

22

0 A

cero

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22

0 In

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22

0 Ic

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22

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22

0 D

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22

0 C

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22

0 C

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22

0 A

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13

8 A

ban

cay

220

Su

rira

y

22

0 V

ilcan

ota

22

0 C

olp

ani

220 Cajamarquilla-Chavar MAn16

220 Paragsha2-Conococha MAn16

220 Paragsha2-VizcarraMAn16

220 Independencia-Mantar MAn16

220 CampoArmino-Cotaruse Av16max




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,2

1,25

22

0 O

roya

Nu

13

8 O

roya

Nu

13

8 C

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uam

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22

0 C

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uam

ayo

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0 C

arh

uam

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22

0 P

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22

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Ro

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22

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anta

Ro

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22

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oro

mo

cho

22

0 Ic

a

22

0 N

azca

22

0 A

cero

sAre

qu

ipa

22

0 In

dep

end

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a

22

0 N

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cha

22

0 D

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22

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13

8 J

ulia

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22

0 H

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220

Tia

mar

ia

22

0 M

on

talv

o

22

0 C

ota

ruse

220 Pachachaca-OroyaNuev Av16min

220 Pomacocha-Carhuamayo Av16min

220 SanJuan-ChilcaEs16max

500 Chilca-MarconaAv16min

500 Marcona-OcoñaMAn16




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL




27/02/2013

Final



Las cargas porcentuales de los flujos de potencia por las líneas de influencia para cada

contingencia se muestran en las siguientes figuras:

Figura 2.46 Carga en líneas, contingencias 2016.

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,25

00

Mo

nta

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22

0 S

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50

0 S

anC

amilo

50

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22

0 M

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13

8 P

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13

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138

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22

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13

8 J

ulia

ca

13

8 P

un

o

13

8 A

zan

garo

13

8 S

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afae

l

13

8 A

yavi

ri

500 SanCamilo-Montalvo Av16med 220 Moquegua-Puno MAn16 138 Azangaro-Juliaca Es16max




OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


0

50

100

150

200

250

220

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icla

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22

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jillo

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220

Gu

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22

0 L

aNiñ

a-C

hic

layo

O

220

Ch

icla

yoO

- C

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uer

o

220

Gu

adal

up

e-C

hic

layo

O

220

Gu

adal

up

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loN

o

220

Piu

raS-

LaN

iña

500

Ch

imb

ote

-Tru

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220

Ch

imb

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jillo

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500

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220

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jillo

No

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138

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anA

yllu

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Kim

anA

yllu

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220

Gu

adal

up

e-Tr

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o

220

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l-V

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Caj

amar

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220

Ch

avar

ria-

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220

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taR

osa

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220

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Hu

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lal

220

Hu

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gaN

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220

Ch

imb

ote

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amo

nga

Nu

220

Zap

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l-N

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uar

al

220

Par

agsh

a2-V

izca

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220

Par

agsh

a2-C

on

oco

cha

220 PiuraSur-LaNiña MAn16 500 Trujillo-LaNiña MAn16 500 Chimbote-TrujilloMAn16

220 Zapallal-VentanillaMAn16

500 Carabayllo-Chimbote Es16max



Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final




0

50

100

150

200

25022

0 C

ajam

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ia

220

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22

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22

0 P

ach

ach

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22

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ajam

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illa

220

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gsha

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220

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220

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220

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o

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22

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220

Con

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ha-V

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22

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13

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138

Para

gsha

2-H

uanu

co

220

Oro

yaN

u-C

arhu

amay

o

220

Pom

acoc

ha-C

arhu

amay

o

220

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22

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Man

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22

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a

50

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a

22

0 S

uri

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Co

taru

se

220 Cajamarquilla-Chavar MAn16

220 Paragsha2-Conococha MAn16

220 Paragsha2-Vizcarra MAn16

220 Independencia-Mantar MAn16

220 Mantaro-Cotaruse Av16max

% Contingencia Relevantes 2016


Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

0

50

100

150

200

250

220

Pom

acoc

ha-C

arhu

amay

o

220

Oro

yaN

u-C

arhu

amay

o

22

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ach

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220

Para

gsha

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izca

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22

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sha2

-Co

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coch

a

220

Pach

acha

ca-C

alla

huan

ca2

220

Oro

yaN

u-C

arhu

amay

o

22

0 P

ach

ach

aca

-Po

ma

coch

a

220

Pach

acha

ca-O

roya

Nu

220

Para

gsha

2-V

izca

rra

22

0 P

ara

gsh

a2-

Co

no

coch

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220

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22

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22

0 S

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22

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22

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22

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220

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22

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rvN

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Man

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-Cot

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Chi

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22

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ya-M

oq

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gu

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220

Man

taro

-Cot

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220

Zapa

llal-

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nza

220

Man

taro

-Hua

ncav

elic

a

220

Hua

nza

-Orc

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a

22

0 S

an

Jua

n-C

hilc

aR

EP

220 Pachachaca-OroyaNuev Av16min

220 Pomacocha-Carhuamayo Av16min

220 SanJuan-Chilca Es16max 500 Chilca-Marcona Av16min

500 Marcona-Ocoña MAn16



Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final



De los resultados obtenidos se indica, para las contingencias del 2016:

Con las contingencias simuladas, el perfil de tensiones del SEIN se ve afectado por

debajo de 0.90 p.u., se describe en la siguiente tabla:


L.T. 220 kV Piura – La Niña. Piura y La Niña. Por debajo de 0,90 p.u

L.T. 500 kV Chilca – Marcona. Independencia, Ica, Nazca y Electro Sur Medio.

Por debajo de 0,90 p.u

L.T. 500 kV Marcona - Ocoña Puno y Juliaca Por debajo de 0,90 p.u

L.T. 200 kV Moquegua – Puno. Puno, Juliaca y Azángaro. Por debajo de 0,90 p.u

L.T. 138 kV Azángaro – Juliaca. Puno. Por debajo de 0,90 p.u

Tabla 2.12 Contingencias que comprometen las tensiones, 2016.

Con las contingencias simuladas, las líneas del SEIN que son afectadas con cargas

superiores al 20%, se describe en la siguiente tabla:


L.T. Piura – La Niña 220 kV. L.T. Chiclayo – Piura 220 kV. Carga 121%.

L.T. Chimbote – Trujillo 500 kV. L.T. Chimbote –Trujillo 220 kV. Carga 168%.

L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV.

L.T. Zapallal –Huacho 220 kV. L.T. Huacho – Paramonga 220 kV L.T. Paramonga – Chimbote 220 kV L.T. Paragsha – Vizcarra 220 kV L.T. Paragsha – Conococha 220 kV

Carga 137%. Carga 135% Carga 135% Carga 197% Carga 156%

L.T. Paragsha – Conococha 220kV. L.T. Paragsha – Vizcarra 220 kV. Carga 197%.

L.T. Paragsha – Vizcarra 220kV. L.T. Paragsha – Conococha 220 kV. Carga 156%.

0

20

40

60

80

100

120

140

50

0 M

arc

on

a-O

coñ

a

500

Chi

lca

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22

0 S

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oq

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a

22

0 M

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taro

-Co

taru

se

500

Oco

ña-S

anC

amilo

220

Zapa

llal-

Hua

nza

138

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13

8 J

ulia

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un

o

138

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-Aza

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o

138

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aya

-Aya

viri

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Chi

lca

-Chi

lcaR

EP

138

Ma

cusa

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zang

aro

13

8 J

ulia

ca-P

un

o

138

Aya

viri

-Aza

ngar

o

138

Tint

aya

-Aya

viri

22

0 M

oq

ueg

ua-

Pu

no

22

0 M

oq

ueg

ua-

Pu

no

22

0 S

oca

bay

a-M

oq

ueg

ua

500 SanCamilo-Montalvo Av16med 220 Moquegua-Puno MAn16 138 Azangaro-Juliaca Es16max



Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



27/02/2013

Final


L.T. Independencia –Mantaro220kV. L.T. Mantaro – Huancavelica220 kV. Carga 134%.

L.T. Mantaro – Cotaruse 220kV. L.T. Mantaro – Cotaruse 220 kV. Carga 166%.

L.T. Chilca – Marcona 500 kV. L.T. Mantaro – Cotaruse 220 kV. L.T. Chilca – Desierto 220 kV L.T. Ica – Marcona 220 kV

Carga 177%. Carga 135% Carga 168%

L.T. Marcona – Ocoña 500 kV. L.T. Mantaro – Cotaruse 220 kV. L.T. Socabaya – Moquegua 220 kV


L.T. Moquegua – Puno 220 kV. L.T. Azángaro – Juliaca 138 kV. Carga 123%.

Tabla 2.13 Contingencias que comprometen el nivel de carga, 2016.

Para ambos años de simulación, cabe resaltar que de ocurrir una contingencia en el

Norte, es necesario operar la C.T. de Malacas TGN4 como también la reserva fría del

Norte (Talara y/o Chiclayo), con la finalidad de mejorar y controlar el perfil de tensiones y

alejarse del punto de colapso por tensión.

Por otro lado, para ambos años de simulación, la contingencia de la L.T. Moquegua –

Puno 220 kV conduce al sistema Sur al colapso por tensión; por lo que se debe reforzar

esta área compensando apropiadamente mediante bancos de capacitores, para evitar

racionamiento de carga.

2.3.4 Niveles de corto circuito

Los resultados de los cálculos de las máximas corrientes de cortocircuito trifásicos y

monofásicos a tierra en el periodo 2015 - 2016 se muestran en el anexo E.

Los resultados comparativos agrupados por zonas, indicando las corrientes de cortocircuito

trifásico y monofásico en barras de 500 kV y 220 kV, se muestran en las figuras siguientes:

Figura 2.50 Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en las zonas Norte y Sur, 2015.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Zo

rrit

os

Ta

lara

Piu

ra

Ch

icla

yo

Oe

ste

Gu

ad

alu

pe

Ca

rhu

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Tru

jillo

Ch

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ote

La

Niñ

a

Tru

jillo

Ch

imb

ote

Co

taru

se

So

ca

ba

ya

Mo

nta

lvo

Ilo

2

Su

rira

y

Tin

tay

a

Ab

an

cay

Pu

no

Lo

s H

ero

es

Oco

ña

San

Ca

mil

o

Mo

nta

lvo

220 kV 500 kV 220 kV 500 kV

Norte Sur

KA

Máximas Corrientes de Cortocircuito - 2015

Corriente de Cortocircuito Monofásico Corriente de Cortocircuito Trifásico



27/02/2013

Final


Figura 2.51 Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en la zona Centro, 2015.

Figura 2.52 Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en las zonas Norte y Sur, 2016.

0

5

10

15

20

25

30

35

40Z

ap

all

al

Ch

av

arr

ia

Bars

i

San

ta R

os

a

Ch

ilc

a N

ue

va

Ch

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a

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ua

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mac

och

a

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gsh

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Oro

ya

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mo

ng

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go

Mari

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Ch

ilc

a N

ue

va

Ca

rab

ay

llo

Ma

rco

na N

ue

va

220 kV 500 kV

Centro

KA



0

5

10

15

20

25

30

35

40

Zo

rrit

os

Tal

ara

Piu

ra

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yo O

este

Gu

adal

up

e

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hu

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La

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jillo

Ch

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ote

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cab

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Mo

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lvo

Ilo 2

Su

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y

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Ab

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y

Pu

no

Lo

s H

ero

es

Oco

ña

San

Cam

ilo

Mo

nta

lvo

220 kV 500 kV 220 kV 500 kV

Norte Sur

KA





27/02/2013

Final


Figura 2.53 Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en la zona Centro, 2016.

A partir de estos resultados se puede concluir que:

Las máximas corrientes de cortocircuito alcanzadas en barras de 500 kV resultan del

orden de 12,5 kA, valores inferiores a la capacidad nominal de los interruptores (40 kA).

Las máximas corrientes de cortocircuito alcanzadas en las principales barras de 220 kV

resultan inferiores a cada una de sus capacidades nominales, que varían entre 20 kA y 63

kA.

La barra de Mantaro 220 kV resulta con una máxima corriente de cortocircuito de 29 kA,

siendo su capacidad nominal 31,5 kA (sin considerar el reactor serie de Mantaro) y en la

S.E Paragsha 220 kV resulta 10,8 kA con 31,5 kA nominales.

Para el corto plazo, la principal contribución adicional de corriente de cortocircuito en la

zona centro son las CC.HH. Cerro del Águila y Chaglla, para el Sur son las centrales

Pucara, Quillabamba y Santa Teresa; en el norte no hay proyectos nuevos de generación.

Los niveles de corto circuito no sobrepasan las capacidades nominales del SEIN.

2.3.5 Estabilidad de tensión

2.3.5.1 Factores de sensibilidad de la tensión en barras con la potencia reactiva

Para las condiciones de máxima demanda anual de los años 2015-2016 se ha calculado la

sensibilidad de la tensión en las barras de 220 kV y 500 kV del SEIN ante un cambio de 1

MVAr en la potencia reactiva inyectada en cada barra. Los valores altos para este indicador

permiten identificar las barras del SEIN con problemas de regulación de tensión. También se



27/02/2013

Final


utiliza este indicador para identificar en que barra resulta más efectiva colocar un equipo de

compensación reactiva para el control de la tensión en las barras de una determinada zona

del SEIN.

Los resultados de los cálculos de factores de sensibilidad a la potencia reactiva para las

barras de 220 kV se muestran en la Figura 2.54 y para las barras de 500 kV en la Figura

2.55, de ellos se observa:

En general las subestaciones de 500 kV presentan una aceptable regulación de tensión

para cada una de sus áreas, las más bajas capacidades de regulación de tensión

ordenada de mayor a menor son: La Niña, Montalvo y San Camilo.

La barra con mejor regulación tensión es Socabaya 220 kV, debido a la presencia del

SVC de Socabaya.

En la zona Norte, en 220 kV, la S.E. Zorritos es la que presenta la más baja capacidad de

regulación de tensión, esto debido a la falta de proyectos de generación en la cercanía de

esta subestación y la falta de compensación reactiva capacitiva. Esta situación se agrava

más en el 2016 y en situaciones en que la C.T. Malacas TGN4 no opera.

En la zona Centro, en 220 kV, la L.T. Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo 500 kV

mejora la regulación de tensión en la zona de Marcona, sin embargo junto con la S.E.

Independencia son las que poseen la más baja capacidad de regulación de tensión, sin

embargo esto no se considera crítico.

En la zona Sur, en 220 kV, la S.E. Puno es la que posee la más baja capacidad de

regulación de tensión, lo que se va deteriorando para el 2016. La S.E. Héroes presenta

una mejora en el 2016, con el ingreso del segundo circuito de la L.T. Montalvo – Héroes

220 kV.

Las subestaciones en 138 kV que poseen las más bajas capacidades de regulación de

tensión son: Pucallpa, Juanjui, Tocache, Juliaca, Puno, Carhuaquero y Aucayacu. Para el

caso de Pucallpa su situación empeora sin la operación de la C.T. Aguaytía.



27/02/2013

Final


Figura 2.54 Factores de sensibilidad de la tensión en barras con la potencia reactiva, barras en 220 kV.

0 0,001 0,002 0,003 0,004

Zorritos 220 kV

Talara 220 kV

Chiclayo Oeste 220 kV

Guadalupe 220 kV

Trujillo 220 kV

Chimbote 220 kV

Paramonga 220 kV

Conococha 220 kV

Oroya 220 kV

Carabayllo 220 kV

Santa Rosa 220 kV

Chilca 220 kV

Independencia 220 kV

Marcona 220 kV

Cotaruse 220 kV

Socabaya 220

Montalvo 220 kV

Abancay 220 kV

Puno 220 kV

Los Heroes 220 kV

p.u / MVar

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 220 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MVAR

MAn15 MAn16



27/02/2013

Final



0 0,001 0,002 0,003

La Niña 500 kV

Trujillo 500 kV

Chimbote 500 kV

Carabayllo 500 kV

Chilca 500 kV

Marcona Nueva 500 kV

Ocoña 500 kV

San Camilo 500 kV

Montalvo 500 kV

p.u / MVar

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 500 kV ANTE UN CAMBIO DE 1 MVAR

MAn15 MAn16



27/02/2013

Final



2.3.5.2 Factores de sensibilidad de la tensión en barras con la potencia activa

Para las condiciones de máxima demanda anual de los años 2015-2016 se ha calculado la

sensibilidad de la tensión en las barras de 220 kV y 500 kV del SEIN ante un cambio de 1

MW en la potencia activa tomada en cada barra. Este indicador se utiliza para identificar en

que barra resulta más efectivo hacer racionamiento de potencia activa para fines de control

de la tensión en las barras de una determinada zona del SEIN.

En la Figura 2.57 se puede observar que en la zona Norte las tensiones en las subestaciones

de Zorritos y Talara son más sensibles al cambio de potencia activa respecto a las demás

barras, y en la zona Sur son las subestaciones de Puno y Los Héroes.

0 0,005 0,01 0,015

Carhuaquero 138 kV

Chimbote 138 kV

Paramonga 138 kV

Huallanca 138 kV

Sihuas 138 kV

Tayabamba 138 kV

Llacuabamba 138 kV

Huanuco 138 kV

Carhuamayo 138 kV

Oroya 138 kV

Paragsha 138 kV

Pucallpa 138 kV

Tingo Maria 138 kV

Tocache 138 kV

Aucayacu 138 kV

Juanjui 138 kV

Socabaya 138 kV

CerroVerde 138 kV

Montalvo 138 kV

Toquepala 138 kV

Machupicchu 138 kV

Abancay 138 kV

Dolorespata 138 kV

Quencoro 138 kV

Cachimayo 138 kV

Callalli 138 kV

Azángaro 138 kV

Juliaca 138 kV

Puno 138 kV

p.u / MVar

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 138 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MVAR

MAn15 MAn16



27/02/2013

Final


Figura 2.57 Factores de sensibilidad de la tensión en barras con la potencia activa, barras en 220 kV.

0 0,0002 0,0004 0,0006 0,0008 0,001 0,0012 0,0014

Zorritos 220 kV

Talara 220 kV

Chiclayo Oeste 220 kV

Guadalupe 220 kV

Trujillo 220 kV

Chimbote 220 kV

Paramonga 220 kV

Conococha 220 kV

Oroya 220 kV

Carabayllo 220 kV

Santa Rosa 220 kV

Chilca 220 kV

Independencia 220 kV

Marcona 220 kV

Cotaruse 220 kV

Socabaya 220

Montalvo 220 kV

Abancay 220 kV

Puno 220 kV

Los Heroes 220 kV

p.u / MW

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 220 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MW

MAn15 MAn16



27/02/2013

Final


Figura 2.58 Factores de sensibilidad de la tensión en barras con la potencia activa, barras en 500 kV.

2.3.5.3 Características de cargabilidad

Se ha estimado las características de cargabilidad de las zonas Norte y Sur del SEIN, por

cada año del periodo 2015-2016 en el escenario de máxima demanda anual que representa

la mayor demanda del SEIN. Para ello se incrementan las demandas de carga de cada zona

y se observa el comportamiento de las tensiones en las barras (curva VBARRA vs PCARGA

ZONA). Estas curvas se pueden clasificar por barras de paso y barras de carga, cada una con

su respectivo criterio de tensión.

La figuras siguientes se grafican las curva VBARRA vs PCARGA para cada tipo de barra.

En el anexo E se muestran las características de cargabilidad.

Cargabilidad de la zona Norte del SEIN

Las líneas de transmisión de enlace observadas en la zona Norte son: Carabayllo-Chimbote

de 500 kV, Paramonga-Chimbote y Conococha-Kiman Ayllu de 220 kV.

0 0,0002 0,0004 0,0006 0,0008 0,001 0,0012 0,0014

La Niña 500 kV

Trujillo 500 kV

Chimbote 500 kV

Carabayllo 500 kV

Chilca 500 kV

Marcona Nueva 500 kV

Ocoña 500 kV

San Camilo 500 kV

Montalvo 500 kV

p.u / MW

CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 500 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MW

MAn15 MAn16



27/02/2013

Final


Las curvas de cargabilidad muestran que para el año 2015 el incremento de carga total en la

zona Norte del SEIN es de 28 MW antes de que las tensiones de dicha zona disminuyan por

debajo de 0,95 p.u. La subestación que limita el incremento de carga en la zona Norte es la

S.E. Zorritos. Se debe remarcar que el factor limitante es el perfil de tensiones y no la

capacidad de transmisión de las líneas. Para el año 2016 la situación de la zona Norte se

agrava como consecuencia de que la S.E. Zorritos opera próximo a la tensión mínima de

operación (0,95 p.u.).

Se puede observar este comportamiento en la Figura 2.59 y la Figura 2.60, en las que se

muestra la característica de cargabilidad de la zona Norte en el año 2015.

Figura 2.59 Característica de cargabilidad zona norte del SEIN, 2015 – Barras de carga

1240,001220,001200,001180,001160,00

1,050

1,025

1,000

0,975

0,950

0,925

0,900

Eje x: U_P-Curve NC: Total Load of selected loads in MW

ZORRITOS_220

TALARA_220

Piura Oeste 220\Piura_220A

LA_NINA_220

CHICLAYO_OESTE_220

SEGUA\GUADALUPE_220

SETNOR\TRUJILLO_220A

NEPE138

VIZ-PANU

CHIM220\CHIMBOTE_220B

CAJAMARCA_220

PANU\PARAMONGA_NUEVA_220

Y = 0,9501187.923 MW

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve NC

Máxima Demanda Anual 2015 Zona Norte y Sur del SEIN

Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /3

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.60 Característica de cargabilidad zona Norte del SEIN, 2015 – Barras de paso

Por otro lado, en la Figura 2.61 y la Figura 2.62 y se muestra la característica de cargabilidad

de la zona Norte en el año 2016.

1240,001220,001200,001180,001160,00

1,05

1,02

0,99

0,96

0,93

0,90

0,87

Eje x: U_P-Curve NP: Total Load of selected loads in MW

NINA500: Tensión, Magnitud in p.u.

SETNOR500: Tensión, Magnitud in p.u.

Carabayllo\Carabayllo_500 B: Tensión, Magnitud in p.u.

CHIM500: Tensión, Magnitud in p.u.

KIMAN AYLLU_220: Tensión, Magnitud in p.u.

CONOCOCHA220: Tensión, Magnitud in p.u.

Y = 0,900 p.u.

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve NP


Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /4

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.61 Característica de cargabilidad zona norte del SEIN, 2016 – Barras de carga

1339,301329,301319,301309,301299,301289,30

1,05

1,02

0,99

0,96

0,93

0,90

0,87

Eje x: U_P-Curve NC: Total Load of selected loads in MW

ZORRITOS_220

TALARA_220

Piura Oeste 220\Piura_220A

LA_NINA_220

CHICLAYO_OESTE_220

SEGUA\GUADALUPE_220

SETNOR\TRUJILLO_220A

NEPE138

VIZ-PANU

CHIM220\CHIMBOTE_220B

CAJAMARCA_220

PANU\PARAMONGA_NUEVA_220

Y = 0,9501330.175 MW

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve NC

Máxima Demanda Anual 2016 Zona Norte y SUR del SEIN

Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /2

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.62 Característica de cargabilidad zona norte del SEIN, 2016 – Barras de paso

Cargabilidad de la zona Sur del SEIN

Las líneas de transmisión observadas en la zona Sur son: Marcona – Ocoña – San Camilo -

Montalvo de 500 kV y Mantaro - Cotaruse de 220 kV.

Las curvas de cargabilidad muestran que a partir del año 2015 el área de Juliaca y Puno no

cumplen con el criterio de tensión umbral para barras de carga de 0.95 p.u., por lo que es una

situación crítica para la operación. Esta situación se vuelve más crítica en el año 2016.

En la Figura 2.63 y la Figura 2.64 se muestran las características de cargabilidad de la zona

Sur en el año 2015:

1339,301329,301319,301309,301299,301289,30

1,02

0,99

0,96

0,93

0,90

0,87

Eje x: U_P-Curve NP: Total Load of selected loads in MW

NINA500

SETNOR500

Carabayllo\Carabayllo_500 B

CHIM500

KIMAN AYLLU_220

CONOCOCHA220

Y = 0,900

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve NP


Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /3

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.63 Característica de cargabilidad zona Sur del SEIN, 2015 – Barras de carga

1534,101504,101474,101444,101414,101384,10

1,02

0,99

0,96

0,93

0,90

0,87

Eje x: U_P-Curve SC: Total Load of selected loads in MW

CVER220_A

ABAN220

QUEN138

TINT220

TINTA138

AZANG138

JULIA138

PUN220

PUNO138

SPCC138

HERO220

Y = 0,9501453.744 MW1461.140 MW

1530.876 MW

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve SC


Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /5

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.64 Característica de cargabilidad zona Sur del SEIN, 2015 – Barras de paso

En la Figura 2.65 y la Figura 2.66 y se muestra la característica de cargabilidad de la zona

Sur en el año 2016.

1534,101504,101474,101444,101414,101384,10

1,10

1,05

1,00

0,95

0,90

0,85

Eje x: U_P-Curve SP: Total Load of selected loads in MW

OCOÑA500

SCAMILO500

MONT2-500

MONT2-220

CARMI220

COTARUSE 13

SOCA220

SURIRAY220

Y = 0,900

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve SP


Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /6

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.65 Característica de cargabilidad zona Sur del SEIN, 2016 – Barras de Carga

1806,601786,601766,601746,601726,601706,60

1,02

0,99

0,96

0,93

0,90

0,87

Eje x: U_P-Curve SC: Total Load of selected loads in MW

CVER220_A

ABAN220

QUEN138

TINT220

TINTA138

AZANG138

JULIA138

PUN220

PUNO138

SPCC138

HERO220

Y = 0,9501738.992 MW 1783.201 MW

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve SC


Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /4

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.66 Característica de cargabilidad zona Sur del SEIN, 2016 – Barras de Paso

2.3.6 Estabilidad permanente

Simulaciones en condiciones normales

Tomando como condición inicial los casos de operación normal del SEIN en máxima, media y

mínima demanda en avenida y estiaje, así como el escenario de máxima demanda anual,

para los años 2015 y 2016, se ha aplicado análisis modal.

La Figura 2.67 y la Figura 2.68 muestran todos los eigenvalores sin considerar el efecto de

los controladores. También se muestran las líneas de amortiguamiento de 2 %, 4 %, 6 % y 10

%, para el análisis de los eigenvalores. Adicionalmente, en el anexo E se presentan las

simulaciones considerando los controladores; de donde se deduce que al despreciar su

efecto se obtienen resultados conservadores.

1806,601786,601766,601746,601726,601706,60

1,10

1,05

1,00

0,95

0,90

0,85

Eje x: U_P-Curve SP: Total Load of selected loads in MW

OCOÑA500: Tensión, Magnitud in p.u.

SCAMILO500: Tensión, Magnitud in p.u.

MONT2-500: Tensión, Magnitud in p.u.

MONT2-220: Tensión, Magnitud in p.u.

CARMI220: Tensión, Magnitud in p.u.

COTARUSE 13: Tensión, Magnitud in p.u.

SOCA220: Tensión, Magnitud in p.u.

SURIRAY220: Tensión, Magnitud in p.u.

Y = 0,900 p.u.

Curvas de Cargabilidad U_P-Curve SP


Fecha: 18/02/2013

Anexo: 1 /5

DIg

SIL

EN

T



27/02/2013

Final


Figura 2.67 Eigenvalores al año 2015 – Condiciones normales.

Figura 2.68 Eigenvalores al año 2016 – Condiciones normales.

Estos resultados indican que:

En todos los casos de operación del SEIN en condiciones normales en el periodo 2015-

2016, se cumple con el criterio de que los modos electromecánicos de oscilación

interárea del SEIN no son menores al 4%.

Por lo tanto estos resultados indican que en los años 2015 y 2016 no se compromete la

estabilidad de operación en estado estacionario del SEIN en condiciones normales, debido a

que los modos electromecánicos interárea presentan un adecuado amortiguamiento.

0

2

4

6

8

10

-1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0

PARTE IMAGINARIA(RAD/S)

PARTE REAL (1/S)

EIGENVALORES (Sin Controladores)AÑO 2015-CONDICIONES NORMALES

Av15max Av15med Av15min Es15max Es15med Es15min

MAn15 2% 4% 6% 10%

0

2

4

6

8

10

-1,20 -1,00 -0,80 -0,60 -0,40 -0,20 0,00


PARTE REAL (1/S)

EIGENVALORES (Sin Controladores)AÑO 2016-CONDICIONES NORMALES

Av16max Av16med Av16min Es16max Es16med Es16min

MAn16 2% 4% 6% 10%



27/02/2013

Final


Simulaciones en condiciones de contingencia

Por la importancia que representa la interconexión Centro – Sur, se analiza la estabilidad

permanente considerando la ruptura de la L.T. Marcona – Ocoña – San Camilo 500 kV, para

envíos de potencia al Sur de 600 MW, 750 MW y 880 MW medidos en Cotaruse; el año de

análisis es 2015.

Figura 2.69 Eigenvalores Interconexión Centro – Sur, Contingencia

Estos resultados indican que:

En contingencia del enlace Centro – Sur en 500 kV, por la L.T. Mantaro – Cotaruse 220

kV se puede transmitir hasta 600 MW medidos en la S.E. Cotaruse mientras se repone la

línea de interconexión en 500 kV. Siendo que se cumple con el criterio: “Para condiciones

de operación en contingencia (N-1) el amortiguamiento en post-falla debe ser positivo, y

en lo posible mayor al 2 %”. Esto se deberá evaluar oportunamente en más detalle.

2.3.7 Estabilidad transitoria

Con la finalidad de evaluar la fortaleza del SEIN ante eventos de gran envergadura que

modifiquen su topología, se ha simulado fallas bifásicas a tierra en el punto medio de las

principales líneas troncales de simple y doble circuito.

En la Tabla 2.14 se muestra un resumen de los resultados de estabilidad transitoria

considerando fallas en las principales líneas troncales del SEIN. Se indican las líneas de

transmisión en las cuales se aplican las fallas, agrupada por zonas, la condición de operación

antes de la falla y las eventuales desconexiones provocadas por las protecciones propias de

0

2

4

6

8

10

-1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2


PARTE REAL (1/S)

EIGENVALORESCONDICION CONTINGENCIA: LT 500 MARCONA - OCOÑA F/S

Av15max-600 MW Av15max-750 MW Av15max-880 MW 2% 4% 6% 10%



27/02/2013

Final


algunas cargas mineras importantes del SEIN o por la actuación del Esquema de Rechazo

Automático de Carga Generación del SEIN.

Tabla 2.14 Listado de fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2015.

Tabla 2.15 Listado de fallas en líneas de 500 kV y 220 kV, para el 2016.

De los resultados se indica que:

Desde el punto de vista de estabilidad angular, para el 2015 y 2016, los casos en que el

sistema pierde la estabilidad ocurre como consecuencia de una falla con salida de la L.T.

Tingo María – Vizcarra 220 kV o la L.T. Suriray – Abancay/Cotaruse en 220 kV.

Para el 2016, la zona Norte presenta problemas de estabilidad de tensión principalmente

por la falla y salida de algún tramo de la troncal en 500 kV, como la L.T. Carabayllo –

Chimbote 500 kV o de la L.T. Trujillo – La Niña 500 kV. Las subestaciones entre Talara y

Chimbote 220 kV alcanzan valores finales de tensión postfalla por debajo de 198 kV.

Av15max

DESCONEXION DE CARGA GENERADORES, PERDIDA SINCRONISMO ORIGEN ESTABLE/INESTABLE

C-Ev01 LT 500 kV Carabayllo - Chimbote. Apertura Def. 500 Trifásica 267 1C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

C-Ev02 LT 500 kV Chilca - Carabayllo. Apertura Def. 500 Trifásica 258 1C - - - Estable

C-Ev03 LT 500 kV Chilca - Marcona. Apertura Def. 500 Trifásica 526 1C En Cerro Verde-Mínima tensión. - Tensión INESTABLE

C-Ev04 LT 500 kV Marcona - Ocona. Apertura Def. 500 Trifásica 443 1C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

Trifásica 81 1C - Aguaytia, El Carmen y 8 Agosto Angular INESTABLE

1F-Recierre 81 1C - - - Estable

C-Ev06 LT 220 kV Paragsha - Conococha. Apertura Def. 220 Trifásica 37 1C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

C-Ev07 LT 220 kV Conococha - KimanAyllu. Apertura Def. 220 Trifásica 10 2C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev01 LT 500 kV Trujillo - LaNiña. Apertura Def. 500 Trifásica 143 1C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev02 LT 500 kV Chimbote - Trujillo. Apertura Def. 500 Trifásica 274 1C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev03 LT 220 kV Guadalupe - Chiclayo. Apertura Def. 220 Trifásica 65 2C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev04 LT 220 kV Paramonga - Chimbote. Apertura Def. 220 Trifásica 94 2C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

S-Ev01 LT 500 kV Ocoña - SanCamilo. Apertura Def. 500 Trifásica 429 1C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev02 LT 500 kV SanCamilo - Montalvo. Apertura Def. 500 Trifásica 347 1C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev03 LT 220 kV Mantaro - Cotaruse. Apertura Def. 220 Trifásica 453 2C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev04 LT 220 kV Cotaruse - Socabaya. Apertura Def. 220 Trifásica 386 2C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

Trifásica 153 2C - Santa Teresa, Vilcanota2, Machupicchu Angular INESTABLE

2F-1ckto 64 1C - - - Estable

S-Ev06 LT 220 kV Tintaya - Socabaya. Apertura Def. 220 Trifásica 127 2C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev07 LT 220 kV Socabaya-Montalvo. Apertura Def. 220 Trifásica 17 2C En Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev08 LT 220 kV Montalvo - Puno. Apertura Def. 220 Trifásica 113 1C En Cerro Verde-Mínima tensión. - Tensión INESTABLE

S-Ev05 LT 220 kV Suriray - Abancay/Cotaruse. Apertura Def. 220

POTENCIA

PREFALLA

(MW)

C-Ev05 LT 220 kV Tingo Maria - Vizcarra. Apertura Def. 220

SUR

RESULTADOS

CENTRO

NORTE

ZONA EVENTO LINEA DE TRANSMISIONTENSION

(kV)

TIPO DE

FALLA

CIRCUITO

COMPROMETIDO

Av16max

DESCONEXION DE CARGA GENERADORES, PERDIDA SINCRONISMO ORIGEN ESTABLE/INESTABLE

C-Ev01 LT 500 kV Carabayllo - Chimbote. Apertura Def. 500 Trifásica386

1CCajamarca-mínima tensión.

Sider Peru-mínima tensión- Tensión INESTABLE

C-Ev02 LT 500 kV Chilca - Carabayllo. Apertura Def. 500 Trifásica 350 1C - - - Estable

C-Ev03 LT 500 kV Chilca - Marcona. Apertura Def. 500 Trifásica 542 1C Cerro Verde-Mínima tensión. - Tensión INESTABLE

C-Ev04 LT 500 kV Marcona - Ocona. Apertura Def. 500 Trifásica 464 1C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

Trifásica 34 1C - CC.HH. El Carmen, 8 Agosto y NEsperanza Angular INESTABLE

1F-Recierre 34 1C - - - Estable

C-Ev06 LT 220 kV Paragsha - Conococha. Apertura Def. 220 Trifásica 153 1C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

C-Ev07 LT 220 kV Conococha - KimanAyllu. Apertura Def. 220 Trifásica 75 2C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev01 LT 500 kV Trujillo - LaNiña. Apertura Def. 500 Trifásica 222 1C Cajamarca-mínima tensión. - Tensión INESTABLE

N-Ev02 LT 500 kV Chimbote - Trujillo. Apertura Def. 500 Trifásica 372 1C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev03 LT 220 kV Guadalupe - Chiclayo. Apertura Def. 220 Trifásica 109 2C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

N-Ev04 LT 220 kV Paramonga - Chimbote. Apertura Def. 220 Trifásica 136 2C Cajamarca-mínima tensión. - - Estable

S-Ev01 LT 500 kV Ocoña - SanCamilo. Apertura Def. 500 Trifásica 452 1C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev02 LT 500 kV SanCamilo - Montalvo. Apertura Def. 500 Trifásica 41 1C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev03 LT 220 kV Mantaro - Cotaruse. Apertura Def. 220 Trifásica 450 2C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev04 LT 220 kV Cotaruse - Socabaya. Apertura Def. 220 Trifásica 359 2C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

Trifásica 152 2C Cerro Verde-Mínima tensión. Vilcanota, Machupicchu y Santa Teresa Angular INESTABLE

Trifásica 63 1C - - - Estable

S-Ev06 LT 220 kV Tintaya - Socabaya. Apertura Def. 220 Trifásica 133 2C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev07 LT 220 kV Socabaya-Montalvo. Apertura Def. 220 Trifásica 84 2C Cerro Verde-Mínima tensión. - - Estable

S-Ev08 LT 220 kV Montalvo - Puno. Apertura Def. 220 Trifásica 149 1C - - Tensión INESTABLE

TIPO DE

FALLA

POTENCIA

PREFALLA

(MW)

CIRCUITO

COMPROMETIDO

RESULTADOSLINEA DE TRANSMISION

TENSION

(kV)

NORTE

SURS-Ev05 LT 220 kV Suriray - Abancay/Cotaruse. Apertura Def. 220

CENTRO

C-Ev05 LT 220 kV Tingo Maria - Vizcarra. Apertura Def. 220

ZONA EVENTO



27/02/2013

Final


Para los años 2015 y 2016, la salida por falla y desconexión de la L.T. Chilca – Marcona

500 kV compromete la estabilidad de tensión. Los valores finales de las tensiones

postfalla en las barras de 220 kV de Marcona descienden por debajo de 198 kV y gran

parte del flujo proviene desde la S.E. Independencia hacia Marcona provocando

sobrecargas en 220 kV, especialmente en el tramo Ica – Nazca - Marcona. Esto debido a

la gran demanda de la ampliación de Cerro Verde.

Para los años 2015 y 2016, los casos de falla y desconexión de la L.T. Marcona – Ocoña

– San Camilo 500 kV provocaría sobrecargas en la L.T. Socabaya – Montalvo 220 kV (se

controla mediante la generación de reserva fría de Ilo y/o la C.T. Ilo2 TV); y la L.T.

Mantaro – Cotaruse 220 kV (operaría con 816 MW medidos en la S.E Cotaruse). Para

aliviar el stress del sistema, se debe coordinar la reducción de demanda de las principales

cargas de la zona de influencia. Las simulaciones resultan estables; pero se deberá

verificar esta condición operativa con otros estudios más cercanos al 2015.

Para los años 2015 y 2016, la salida por falla de la L.T. Montalvo – Puno 220 kV,

ocasiona graves problemas de estabilidad de tensión, donde los valores finales de las

tensiones postfalla de la S.E. Puno 138 kV alcanzan 116 kV para el 2015 y 95 kV para el

2016.

Se deberá evaluar con mayor detalle estas condiciones de operación en su oportunidad.

2.4 Conclusiones del diagnóstico de corto plazo

Del análisis energético y eléctrico en el corto plazo se concluye:

El crecimiento de la demanda en potencia en el SEIN en los años 2015 (7 380 MW – con

12,8% de crecimiento) y 2016 (8 156 MW con 10,5% de crecimiento) se atribuye en gran

parte al desarrollo de nuevos proyectos mineros, así como a ampliaciones de cargas

existentes. El mayor desarrollo en proyectos se presenta en la zona Sur del SEIN, donde

se estima un incremento de 465 MW en el 2015 y 302 MW en el 2016.

En la zona Norte, a diferencia de la zona Sur, no se presenta un desarrollo apreciable de

proyectos de demanda. En el 2015 se estima un incremento de 63 MW, y en el 2016 un

incremento de 71MW. Esta situación no exige a la transmisión en esta zona, tal como se

muestra en los resultados de flujos de potencia.

En los años 2015 y 2016, la potencia instalada de generación se incrementa en

aproximadamente en 1000 MW (sin considerar en el 2015 un proyecto eólico de 90 MW y

un proyecto solar de 16 MW). Este incremento está conformado por proyectos

hidroeléctricos medianos y pequeños. El desarrollo de estos proyectos se presenta



27/02/2013

Final


mayormente en la zona Centro, con porcentajes de aproximadamente 90% y 60% en los

años 2015 y 2016, respectivamente.

En el SEIN se requiere del despacho de centrales térmicas que utilizan combustible

líquidos (incluyendo la planta de reserva fría) y carbón; el cual se presenta en mayor

porcentaje en la época de estiaje. En el 2015 y 2016, la generación con estos

combustibles en suma representan el 3% y 2,5% del despacho total de generación en el

SEIN, respectivamente.

En el año 2015 se requiere del despacho de las plantas de reserva fría, principalmente en

el periodo de estiaje y en el bloque de punta, como consecuencia de la falta de

generación eficiente en el SEIN. En el año 2016 con la ampliación del ducto de Camisea y

el ingreso de nuevos proyectos hidroeléctricos no se requiere del despacho de la reserva

fría del SEIN a excepción de la planta de Ilo, la cual es requerida para despachar en el

bloque de punta, como consecuencia de la congestión de la línea Mantaro – Cotaruse

220 kV.

El consumo de gas natural de Camisea presenta valores máximos de 421 MMPCD y 508

MMPCD en los años 2015 y 2016 respectivamente, valores que se presentan

principalmente en el periodo de estiaje. El incremento de la capacidad de transporte del

ducto de Camisea en el año 2016 permite incrementar el despacho de las centrales de

ciclo combinado, y por tanto se incrementa el consumo de gas natural.

El intercambio total de flujo de potencia entre las zonas Centro y Norte no supera los 500

MW en el periodo de evaluación, presentándose valores menores en el 2015 en

comparación al 2016, debido a un mayor despacho de centrales térmicas en la zona

Norte en el año 2015, incluyendo la reserva fría.

En la zona Centro, el ingreso del proyecto C.H. Chaglla en el año 2015 incrementa el flujo

promedio de potencia en la L.T. Paragsha – Vizcarra de 220 kV. Para el año 2016 se

supera la capacidad de transporte de esta línea, debido al incremento de demanda en

Antamina.

No se presenta racionamientos en el SEIN durante el periodo de evaluación, sin embargo

la reserva operativa de generación en la época de estiaje presenta porcentajes del orden

de 9%. Este porcentaje podría reducirse a 3% y 5% en los años 2015 y 2016,

respectivamente, en el caso de que se retrase en un año el ingreso en operación de los

proyectos hidroeléctricos Chaglla y Cerro del Águila.

Flujos de potencia



27/02/2013

Final


Para el 2015 y 2016, los perfiles de tensiones de las barras de 500 kV del SEIN operan

dentro del rango de variaciones permitidas por los criterios descritos en el estudio. El nivel

más alto de tensión se observa en la S.E. la Niña 500 kV con 527 kV (1,05 p.u.) para la

condición de mínima demanda, como consecuencia del aporte natural de reactivos de las

líneas de 500 kV y 220 kV que se encuentran descargadas.

Para el 2015,en la zona Norte se observan niveles de tensión próximos a 0,95 p.u.

principalmente en la S.E. Zorritos en máxima demanda, por lo que para el control de la

tensión se requiere del despacho de unidades térmicas (TGN4 de Malacas o la reserva

fría de Talara). En la zona Sur se observa problemas para el control de la tensión en la

S.E. Puno, llegando a valores ligeramente por debajo de 0,95 p.u. en máxima demanda

anual.

Para el 2016 la situación anterior se agrava, alcanzando en la S.E. Zorritos una tensión

mínima de 196 kV y en la S.E. Puno con 209 kV en los casos de máxima demanda, por lo

que se requeriría analizar la conveniencia de compensación reactiva en esas zonas.

Para el 2015 y 2016, las líneas de 500 kV de la troncal del Norte operan entre el 33%

(L.T. Chimbote – Trujillo 550 kV) y el 65% (L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV) de la

capacidad nominal y las líneas de la troncal del Sur alrededor del 22% (L.T. San Camilo –

Montalvo 500 kV) y el 96% (L.T. Chilca – Marcona 500 kV, sobre 700 MW). Se debe notar

que la L.T. Chilca – Marcona 500 kV es la que en todos los casos presenta la mayor

carga operando cerca de su límite operativo de transmisión de 700 MW.

La L.T. Carhuaquero – Chiclayo presenta flujos de hasta 127 MVA (111% de carga) en

máxima demanda anual, como consecuencia de la inyección de potencia desde la S.E.

Cajamarca por la L.T. Cajamarca – Carhuaquero 220 kV. Cabe indicar que esta línea

tiene una baja capacidad de transmisión de 114 MVA, sin embargo podría ser

repotenciada.

La L.T. Paragsha – Vizcarra para todos los casos supera su capacidad nominal de

transmisión hasta 209 MVA (140 % de carga), como consecuencia de la ampliación de

Antamina, por lo que se observa la necesidad del proyecto de repotenciación de la L.T

Paragsha – Vizcarra 220 kV a 250 MVA, propuesto en el Plan Vinculante del Informe del

Plan de Transmisión vigente, para antes del 2016.

La L.T. Mantaro – Huancavelica presenta cargas de hasta 180 MVA (110% de carga) en

la media y máxima demanda anual. Esto se debe a la particularidad topológica que

presenta la configuración de la S.E. Huancavelica que sólo tiene conexión con una de las

líneas que vienen de las SS.EE. de Mantaro a Independencia.Para el 2015 y 2016, la L.T.



27/02/2013

Final


Mantaro – Cotaruse 220 kV opera permanentemente en congestión, el cual

principalmente las centrales de reserva fría de Ilo y la C.T. Ilo2 TV son los que controlan

el flujo por esta línea evitando que alcance estados operativos que puedan ser peligrosos

para el sistema.


predominantemente en sus límites reactivos son: Cajamarca, Trujillo, Tintaya existente. Y

para el 2016: Chiclayo, Trujillo y Tintaya existente.

Para el periodo de estudio, las contingencias que deterioran la operación del SEIN son:

Año 2015:

Perfil de tensión


L.T. 500 kV Chilca – Marcona. Marcona, Ica y Nazca Debajo de 0,90 p.u.

L.T. 500 kV Marcona – Ocoña. Cotaruse, Montalvo, Socabaya Debajo de 0,90 p.u.

Sobrecargas


L.T. 500 kV Chimbote – Trujillo. L.T 220 kV Chimbote – Trujillo. Carga 132%.

L.T. 220 kV Paragsha – Conococha. L.T 220 kV Paragsha – Vizcarra. Carga 126%.

L.T. 220 kV Mantaro – Cotaruse. L.T 220 kV Mantaro – Cotaruse. Carga 160%.

L.T. 500 kV Chilca – Marcona. L.T 220 kV Ica – Marcona. L.T. 220 kV Mantaro – Cotaruse


L.T. 500 kV Marcona – Ocoña. L.T 220 kV Socabaya – Montalvo. L.T. 220 kV Mantaro – Cotaruse


Año 2016:

Perfil de tensión


L.T. 220 kV Piura – La Niña. Piura y La Niña. Por debajo de 0,90 p.u.

L.T. 500 kV Chilca – Marcona. Independencia, Ica, Nazca y Electro Sur Medio.

Por debajo de 0,90 p.u.

L.T. 500 kV Marcona - Ocoña Puno y Juliaca Por debajo de 0,90 p.u.

L.T. 200 kV Moquegua – Puno. Puno, Juliaca y Azángaro. Por debajo de 0,90 p.u.

L.T. 138 kV Azángaro – Juliaca. Puno. Por debajo de 0,90 p.u.

Sobrecargas


L.T. Piura – La Niña 220 kV. L.T. Chiclayo – Piura 220 kV. Carga 121%.



27/02/2013

Final


L.T. Chimbote – Trujillo 500 kV. L.T. Chimbote –Trujillo 220 kV. Carga 168%.

L.T. Carabayllo – Chimbote 500 kV.

L.T. Zapallal –Huacho 220 kV. L.T. Huacho – Paramonga 220 kV L.T. Paramonga – Chimbote 220 kV L.T. Paragsha – Vizcarra 220 kV L.T. Paragsha – Conococha 220 kV

Carga 137%. Carga 135% Carga 135% Carga 197% Carga 156%

L.T. Paragsha – Conococha 220kV. L.T. Paragsha – Vizcarra 220 kV. Carga 197%.

L.T. Paragsha – Vizcarra 220kV. L.T. Paragsha – Conococha 220 kV.

Carga 156%.

L.T. Independencia –Mantaro220kV. L.T. Mantaro – Huancavelica220 kV.

Carga 134%.

L.T. Mantaro – Cotaruse 220kV. L.T. Mantaro – Cotaruse 220 kV. Carga 166%.

L.T. Chilca – Marcona 500 kV. L.T. Mantaro – Cotaruse 220 kV. L.T. Chilca – Desierto 220 kV L.T. Ica – Marcona 220 kV

Carga 177%. Carga 135% Carga 168%

L.T. Marcona – Ocoña 500 kV. L.T. Mantaro – Cotaruse 220 kV. L.T. Socabaya – Moquegua 220 kV


L.T. Moquegua – Puno 220 kV. L.T. Azángaro – Juliaca 138 kV. Carga 123%.

Corto circuito.

Las máximas corrientes de cortocircuito alcanzadas en barras de 500 kV resultan del

orden de 12,5 kA, valores inferiores a la capacidad nominal de los interruptores (40 kA).

Las máximas corrientes de cortocircuito alcanzadas en las principales barras de 220 kV

resultan inferiores a sus capacidades nominales, que varían entre 20 kA y 63 kA.

Para el corto plazo, la principal contribución adicional de corriente de cortocircuito en la

zona centro son las CC.HH. Cerro del Águila y Chaglla, para el Sur son las centrales

Pucara, Quillabamba y Santa Teresa; en el norte no hay proyectos nuevos de generación.

Los niveles de corto circuito no sobrepasan las capacidades nominales del SEIN.

Estabilidad de tensión.

En general las subestaciones de 500 kV presentan una aceptable regulación de tensión

para cada una de sus áreas, las más bajas capacidades de regulación de tensión

ordenada de mayor a menor son: La Niña, Montalvo y San Camilo.

En la zona Norte, en 220 kV, la S.E. Zorritos es la que presenta la más baja capacidad de

regulación de tensión, esto debido la falta de proyectos de generación en la cercanía de

esta subestación y a la falta de compensación reactiva capacitiva. Esta situación empeora

en el 2016 y en situaciones en que la C.T. Malacas TGN4 no opera.



27/02/2013

Final


En la zona Centro, en 220 kV, la L.T. Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo 500 kV

mejora la regulación de tensión en la zona de Marcona, sin embargo junto con la S.E.

Independencia son las que poseen la más baja capacidad de regulación de tensión, sin

embargo esto no se considera crítico.

En la zona Sur, en 220 kV, el área de la S.E. Puno es la que posee la más baja capacidad

de regulación de tensión, lo que se va deteriorando para el 2016. Caso contrario sucede

en la S.E. Héroes que presenta una mejora en el 2016, con el ingreso del segundo

circuito de la L.T. Montalvo – Héroes 220 kV.

Las subestaciones en 138 kV que poseen las más bajas capacidades de regulación de

tensión son: Pucallpa, Juanjui, Tocache, Juliaca, Puno, Carhuaquero y Aucayacu. Para el

caso de Pucallpa su situación empeora sin la operación de la C.T. Aguaytía.

Las curvas de cargabilidad muestran que para el 2015 en la zona Norte solo se puede

incrementar la demanda total hasta un máximo de 28 MW antes de que los perfiles de

tensiones disminuyan por debajo de 0,95 p.u. La subestación que limita el incremento de

demanda es la S.E Zorritos debido a su bajo perfil de tensión. Se debe remarcar que el

factor limitante para la carga es el perfil de tensiones y no la capacidad de transmisión de

las líneas de transmisión. En la zona Sur la situación es más crítica debido a que las

subestaciones de Juliaca y Puno operan con tensiones por debajo de 0,95 p.u.

Estabilidad permanente.

Para el periodo 2015 - 2016, en condiciones normales, no se compromete la estabilidad

de operación en estado estacionario del SEIN en condiciones normales, debido a que el

amortiguamiento de los modos de oscilación electromecánicos son mayores al 4%, valor

que es considerado aceptable.

Sin embargo, en condición de contingencia del enlace Centro – Sur en 500 kV podrían

aparecer oscilaciones no amortiguadas comprometiendo la estabilidad en estado

estacionario. Esto se deberá evaluar oportunamente en más detalle, en una fecha

cercana al año 2015.

Estabilidad transitoria.

De los resultados se indica que:

Para el periodo 2015 – 2016, una falla con salida de la L.T. Tingo María – Vizcarra 220 kV

o la L.T. Suriray – Abancay/Cotaruse en 220 kV, ocasionan pérdida de sincronismo de

unidades de generación en sus alrededores.



27/02/2013

Final


Para el 2016, la zona Norte presenta problemas de estabilidad de tensión principalmente

por la falla y salida de algún tramo de la troncal en 500 kV, como la L.T. Carabayllo –

Chimbote 500 kV o de la L.T. Trujillo – La Niña 500 kV. Las subestaciones entre Talara y

Chimbote 220 kV alcanzan valores finales de tensión postfalla por debajo de 198 kV.

Para los años 2015 y 2016, la salida por falla y desconexión de la L.T. Chilca – Marcona

500 kV comprometería la estabilidad de tensión. Los valores finales de las tensiones

postfalla en las barras de 220 kV de Marcona descenderían por debajo de 198 kV y gran

parte del flujo provendría desde la S.E. Independencia hacia Marcona provocando

sobrecargas en 220 kV, especialmente en el tramo Ica – Nazca - Marcona. Esto debido a

la gran demanda de la ampliación de Cerro Verde.

Para los años 2015 y 2016 en casos de falla y desconexión de la L.T. Marcona – Ocoña –

San Camilo 500 kV, la L.T. Socabaya – Montalvo 220 kV operaría con 816 MW medidos

en S.E. Cotaruse. Para aliviar el estrés de la interconexión, se debe coordinar la

reducción de demanda de las principales cargas de la zona de influencia. Las

simulaciones resultan estables; pero se deberá verificar esta condición operativa con

otros estudios más cercanos al 2015.

Para los años 2015 y 2016, la salida por falla de la L.T. Montalvo – Puno 220 kV,

ocasionaría problemas de estabilidad de tensión, donde los valores finales de las

tensiones postfalla de la S.E. Puno 138 kV alcanzarían 116 kV para el 2015 y 95 kV para

el 2016, perfiles de tensiones críticos que podrían comprometer la operación del sistema.

Se deberá evaluar, en su oportunidad, con mayor detalle estas condiciones de operación

expuestas.

Cabe resaltar que en los análisis de corto plazo no se incluyeron proyectos del Plan

Vinculante 2018 ni el Plan de Largo Plazo 2022, debido a que estos están previstos para

el 2018.

2 diagnóstico de corto plazo periodo 2015-2016

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