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Siemens Power Transmission & Distribution, Inc. Power Technologies International 1482 Erie Boulevard • P.O. Box 1058 Schenectady, New York 12301-1058 US Tel: 518-395-5000 • Fax: 518-346-2777 www.usa.siemens.com/PTI

Modelo para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión

Informe Final – Segunda Versión

Preparado para

OSINERG Preparado por: Ramón Nadira, Ph.D. Gerente Senior de Consultoría Hyde M. Merrill, Ph.D. Asesor Ing. Arthur Pinheiro Gerente Senior de Consultoría 27 de Febrero de 2007 P/23-115019

Página en Blanco.

Siemens Power Transmission & Distribution, Inc. Power Technologies International i

Contenido

Aviso Legal...............................................................................................................vii

Sección 1 Resumen Ejecutivo ............................................................................ 1-1

Sección 2 Introducción ........................................................................................ 2-1 2.1 Metodología de Trabajo Adoptada para la Realización del Estudio..................... 2-1 2.2 Nuestra Interpretación de los Objetivos del Estudio.............................................. 2-4 2.3 Cambio de Paradigma en la Planificación de Sistemas de Transmisión en la

Actualidad............................................................................................................... 2-5 2.4 Marco Conceptual del Estudio ............................................................................... 2-7 2.5 La Regulación y su Impacto en la Planificación de Sistemas de Transmisión... 2-12

Sección 3 Sistema Eléctrico Peruano ................................................................ 3-1 3.1 Introducción............................................................................................................. 3-1 3.2 Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Peruano................................................ 3-1 3.3 Características del Sistema Eléctrico Peruano...................................................... 3-2

3.3.1 Sector Generación ..................................................................................... 3-3 3.3.2 Sector Transmisión .................................................................................... 3-5 3.3.3 Sector Distribución ..................................................................................... 3-7

3.4 Estructura del Sector: Mercados Eléctricos ........................................................... 3-9 3.4.1 Mercado de Servicio Público o Mercado Regulado................................ 3-10 3.4.2 Mercado Libre .......................................................................................... 3-10 3.4.3 Mercado Inter Generadores: El Comité de Operación Económica del

Sistema (COES)....................................................................................... 3-10

Sección 4 Revisión y Definición de Criterios de Planificación ....................... 4-1 4.1 Introducción............................................................................................................. 4-1 4.2 Preámbulo............................................................................................................... 4-2 4.3 Criterios: El Concepto de Equilibrio........................................................................ 4-3 4.4 Revisión de Criterios Recomendados Previamente.............................................. 4-5 4.5 Determinación de Superficies de Equilibrio ........................................................... 4-7

4.5.1 Criterio N-1 en el SEIN Radial ................................................................... 4-9

Contenido

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4.5.2 N-1 en el SEIN Mallado ........................................................................... 4-12 4.5.3 Criterio N-0 para Zonas no Conectadas al SEIN.................................... 4-13

4.6 Selección de Criterios Probabilísticos.................................................................. 4-13 4.6.1 Límites de Transferencia ......................................................................... 4-15 4.6.2 Cálculo de Valores de Índices Probabilísticos HDN y MFI..................... 4-16

4.7 Otras Observaciones ............................................................................................ 4-18 4.8 Criterios de Planificación Recomendados ........................................................... 4-19 4.9 Conclusiones......................................................................................................... 4-20

Sección 5 Desarrollo del Modelo Computacional............................................. 5-1 5.1 Introducción............................................................................................................. 5-1 5.2 Desarrollo de Atributos ........................................................................................... 5-1 5.3 Selección entre Opciones....................................................................................... 5-2 5.4 Análisis de Riesgos................................................................................................. 5-2 5.5 Interfaz Hombre-Máquina....................................................................................... 5-2 5.6 Detalles del Modelo TO/R....................................................................................... 5-2

Sección 6 Base de Datos del SEIN ..................................................................... 6-1 6.1 Introducción............................................................................................................. 6-1 6.2 ¿Qué Conforma la Base de Datos del SEIN? ....................................................... 6-2 6.3 ¿Porque Adoptar un Estándar Abierto (No Propietario)?...................................... 6-3 6.4 CIM: El Estándar Propuesto................................................................................... 6-4 6.5 Limitaciones del CIM en Cuanto a la Base de Datos del SEIN ............................ 6-6 6.6 Propuesta para Mantener Actualizada la Base de Datos del SEIN...................... 6-7 6.7 Base de Datos Eléctricos del SEIN........................................................................ 6-9 6.8 Referencias ........................................................................................................... 6-10

Sección 7 Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Fase 1: Decisiones Estratégicas............................................................................................................ 7-1

7.1 Introducción............................................................................................................. 7-1 7.2 Opciones ................................................................................................................. 7-2 7.3 Atributos .................................................................................................................. 7-2 7.4 Incertidumbres ........................................................................................................ 7-3

7.4.1 Flujos .......................................................................................................... 7-3 7.4.2 Demanda.................................................................................................... 7-4 7.4.3 Generación................................................................................................. 7-4

Contenido

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7.5 Análisis .................................................................................................................... 7-5 7.5.1 Tensión....................................................................................................... 7-5 7.5.2 Corredores.................................................................................................. 7-8

7.6 Conclusiones........................................................................................................... 7-8

Sección 8 Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Fase 2: Optimización de la Expansión ..................................................................................................... 8-1

8.1 Introducción............................................................................................................. 8-1 8.2 Formulación: Opciones, Incertidumbres, y Atributos............................................. 8-2

8.2.1 Opciones .................................................................................................... 8-2 8.2.2 Incertidumbres............................................................................................ 8-5 8.2.3 Atributos...................................................................................................... 8-7

8.3 Desarrollo de Datos ................................................................................................ 8-8 8.3.1 Estrategia de Análisis................................................................................. 8-8 8.3.2 Nudos ......................................................................................................... 8-8 8.3.3 Estudios PERSEO: HDN y MFI................................................................. 8-8

8.4 Expansión de Base de Datos................................................................................. 8-9 8.5 Análisis de Equilibrio: Futuro Base......................................................................... 8-9 8.6 Efectos de Incertidumbres.................................................................................... 8-10 8.7 Análisis de Riesgos............................................................................................... 8-11

8.7.1 Robustez de las Opciones – Análisis de HDN y MFI ............................. 8-11 8.7.2 Opciones Descartadas – Análisis HDN y MFI ........................................ 8-13 8.7.3 Riesgos con Atributo N-1......................................................................... 8-14 8.7.4 Robustez y Exposición............................................................................. 8-15 8.7.5 Mitigación de Riesgos.............................................................................. 8-19 8.7.6 Comentarios en Cuanto a Atributos y Criterios....................................... 8-19 8.7.7 Programación........................................................................................... 8-23

8.8 Conclusiones y Recomendaciones...................................................................... 8-24

Sección 9 Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Resultados ............... 9-1 9.1 Introducción............................................................................................................. 9-1 9.2 Estudio de Planificación de Largo Plazo Aplicado al SEIN................................. 10-1

9.2.1 Escenarios de Generación y Demanda .................................................. 10-1 9.2.2 Planes de Transmisión para el Ano Horizonte 2016 .............................. 10-1

9.3 Estudio de Planificación de Corto y Mediano Plazo Aplicado al SEIN ............... 10-1

Contenido

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9.3.1 Periodo 2007 - 2010................................................................................ 10-1 9.3.2 Periodo 2011 - 2013................................................................................ 10-1

Sección 10 Plan de Inversiones........................................................................ 10-1 10.1 Introducción........................................................................................................... 10-1

Sección 11 Conclusiones .................................................................................. 11-1 11.1 Revisión de Criterios de Planificación.................................................................. 11-1 11.2 Base de Datos del SEIN....................................................................................... 11-2 11.3 Desarrollo del Modelo Computacional ................................................................. 11-2 11.4 Decisiones Estratégicas ....................................................................................... 11-3 11.5 Expansión Óptima del Sistema ............................................................................ 11-3

Apéndice A Criterio N-1 del North American Electric Reliability Council (NERC, USA)...........................................................................................................A-1

Apéndice B Violaciones Encontradas en el Caso Base...................................B-1 B.1 Limites Térmicos.....................................................................................................B-1 B.2 Tensiones................................................................................................................B-3

Apéndice C Objetivos Contrapuestos y Riesgo en Planificación de Sistemas de Potencia.............................................................................................................C-1

Apéndice D Simulaciones Técnicas...................................................................D-1 D.1- Prueba de los Sistemas de Excitación de las 15 Centrales Más Importantes de Generación del SEIN por la Actividad ERUN del PSSTME...............................................D-1 D.2- Prueba de los Sistemas de Regulación de Velocidad de algunas Centrales de Generación del SEIN por la Actividad GRUN del PSSTME.............................................D-17

Apéndice E Detalles de Cálculos N-1...............................................................E-29

Apéndice F Detalles de Cálculos para HDN y MFI ............................................ F-1

Apéndice G Incertidumbres de Demanda y Generación..................................G-1

Apéndice H Papel Blanco - Formato CIM/XML..................................................H-1

Apéndice I Actualización, Incertidumbres en Generación y Demanda FuturaI-1

Contenido

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Apéndice J Incertidumbre Hidrología: Aportes Anuales ................................ J-1

Apéndice K Manual de Usuario del TOR............................................................K-1

Apéndice L Simulaciones Dinámicas................................................................. L-1

Contenido

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Aviso Legal Este informe ha sido preparado por Siemens Power Transmission & Distribution, Inc., Power Technologies International (Siemens PTI), expresamente para el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG). Ni Siemens PTI, ni OSINERG, ni ninguna otra entidad que los representa o que actúa en su favor otorga ninguna garantía, expresa o implícita, ni asume ninguna responsabilidad, con respecto al uso de la información o metodologías contenidas en este informe.

Aviso Legal

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Sección

1 Resumen Ejecutivo

General 1. Siemens Power Transmission and Distribution, Inc. – Power Technologies International

(“Siemens PTI”) y Quantum Perú (en conjunto, el “Equipo Consultor”) fueron contratadas por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (“OSINERG”) para realizar el Modelo para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión de Perú para el periodo 2006-2016.

2. Tal como se enuncia en los Términos de Referencia del Estudio “Modelo para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión” (en adelante el “Estudio” o el “Proyecto”), el objetivo del presente trabajo es efectuar el estudio de planificación de la expansión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú (en adelante “SEIN”), de tal forma que permita definir el sistema de transmisión óptimo para el mediano y largo plazo. Complementariamente, se ha desarrollado y se ha ajustado un modelo computacional estándar para la planificación de la expansión económica y confiable de las redes de transmisión.

3. La meta final que se persigue con el modelo es conseguir el balance necesario entre el

desempeño y la calidad en la operación de la red, sobre la base de criterios que tengan en cuenta la incertidumbre, la robustez de la solución y la mitigación del riesgo en las decisiones relativas a la expansión de las redes. Es decir, el plan y el modelo encontrarán soluciones a los compromisos económicos sociales y de calidad con los que se enfrenta un planificador al tratar el problema de la expansión óptima de la red de transmisión en mercados competitivos.

Metodología de Trabajo 4. El presente estudio se realizó entre las fechas comprendidas entre el 6 de julio de 2006

y el 2 de marzo de 2007.

5. Durante la realización del Estudio se efectuaron las siguientes reuniones de trabajo y encuentros:

• Reunión de Inicio del Proyecto,

• Reunión de Presentación del Informe Parcial,

Introducción

Siemens Power Transmission & Distribution, Inc. 1-2 Power Technologies International

• Programa de Capacitación del Personal , y

• Reunión de Presentación del Informe Final,

6. Durante la realización del Estudio se entregaron los siguientes productos:

NOMBRE DEL PRODUCTO FECHA DE ENTREGA COMENTARIOS

Informe Parcial 3/Octubre/06 Revisión final entregada el 20/10/06

Informe Final 8/Febrero/07 Primera revisión a ser entregada el 27/2/07

Modelo Computacional de Planificación 25/Octubre/06

Se entregó el módulo TO/R, con versiones fuentes y ejecutables de los distintos módulos, los Manuales a Nivel Usuario y Programador del modelo TO/R, y un caso de prueba del modelo TO/R

7. El Equipo Consultor entregó seis (6) Informes de Avance (aproximadamente uno por

mes). Asimismo, se realizaron seis (6) Videoconferencias en las que siempre participaron el Ing. Raúl Bastidas por parte de Osinerg y el Jefe del Estudio (Dr. Ramón Nadira), el Experto en Planificación de Sistemas de Potencia (Dr. Hyde M. Merrill), y el Experto en Estudios de Comportamiento de Sistemas de Transmisión (Ing. Arthur Pinheiro), por parte del Equipo Consultor. Otros miembros del Equipo de Trabajo participaron en las diversas videoconferencias en función de los temas a ser discutidos durante las mismas.

Objetivos del Estudio 8. De acuerdo a nuestra interpretación, el presente trabajo tuvo dos objetivos principales:

• Llevar a cabo el estudio de planificación de la expansión del SEIN, tomando en consideración los criterios, opciones, incertidumbres y demás parámetros específicamente relevantes al sistema de transmisión de Perú, y aplicando metodologías de planificación modernas.

• Proveer un modelo computacional estándar que pudiera ser utilizado como apoyo eficaz al proceso de planificación.

9. Asimismo, se consideraron otros objetivos de interés, los cuales a pesar de ser complementarios no dejaron de ser importantes. Éstos incluyeron los siguientes:

• Revisión y eventual definición de los criterios de planificación a ser aplicados en el Estudio.

Introducción


• Constitución de una base de datos estándar con información sobre los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN, utilizada para la realización de los estudios de simulación del sistema eléctrico y de despacho económico. Asimismo, se propusieron reglas, procedimientos y políticas que deben seguirse a fin que esta base de datos se mantenga permanentemente actualizada para la utilización eficiente del modelo de planificación entregado.

• Tomar en consideración los resultados y recomendaciones del Estudio Previo (“Criterios para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión”), llevado a cabo por el Osinerg en el año 2003.

• Capacitación del personal de la GART de Osinerg en el uso y desarrollo del modelo, y en técnicas aplicables para la evaluación de los planes de expansión de la transmisión.

Metodología de Planificación 10. En el presente Estudio, se ha implementado el método de análisis de decisión bajo

incertidumbres conocido como TO/R (de sus siglas en inglés, Trade Off/Risk. En Español: Compromiso/Riesgo). El proceso comienza con la formulación de un conjunto de escenarios “factibles” (es decir escenarios que tienen probabilidad de materializarse en el futuro). Luego la metodología desarrolla planes de transmisión de mínimo costo (para el año horizonte) para todos aquellos escenarios que tengan requerimientos de transmisión disímiles.

11. Los planes de transmisión para el año horizonte (asumido como el año 2016 en nuestro Estudio) se determinan por medio de un proceso de dos fases (denominadas Fase 1 y Fase 2 en los términos de referencia del estudio). La Fase 1 (o de Decisiones Estratégicas) consiste en la selección de las opciones fundamentales (corredores de transmisión, niveles de tensión, tamaño de las instalaciones, etc.) Esta fase está dedicada al diseño de la capacidad óptima del sistema para el año horizonte. La Fase 2 (o de Optimización de la Expansión) consta a su vez de dos etapas. La primera de éstas, aplica la metodología de análisis de decisión bajo incertidumbre para determinar planes de transmisión deseables. La segunda etapa afina los planes recomendados en la primera etapa con el objetivo de satisfacer los mínimos criterios de planificación adoptados.

12. La metodología propuesta procede luego a “desarrollar los planes en el tiempo” (del Inglés “stage”) del año horizonte hacia atrás (mediano y corto plazo, 2013 y 2010, respectivamente), para identificar la prioridad y el momento oportuno en el tiempo del desarrollo de cada proyecto. Por supuesto que para cada año intermedio, el sistema debe satisfacer los mismos criterios de planificación que el sistema programado para el año horizonte. Finalmente, la metodología procede a clasificar los proyectos de transmisión de cada plan para propósitos de implementación, lo cual permite identificar planes robustos, cuando éstos existen (un plan es robusto si es el de mínimo costo para todas las posibles materializaciones de las incertidumbres modeladas en el estudio, incluyendo la relacionada a la ubicación y tamaño de la generación futura). De lo contrario, en esta última fase se puede proceder a diseñar mecanismos de protección o cobertura de riesgo (del inglés “hedging”) para tratar de mitigar los riesgos asociados con el plan finalmente adoptado.

Introducción


Criterios de Planificación 13. Esta tarea es evidentemente de gran importancia para este Estudio (en nuestra opinión

es una de las tareas más importantes), por diversas razones, incluyendo las siguientes:

Los criterios de planificación son la base del proceso de expansión de las redes, y los planes finalmente adoptados son una consecuencia directa de los mismos.

Dentro del marco legal vigente, Osinerg jugará un papel fundamental en el proceso de determinación y aprobación de los planes de transmisión. En primer lugar, la Osinerg puede emitir opinión en relación al Plan de Transmisión elaborado por COES, previo a la aprobación (o no) del mismo por parte del Ministerio de Energía y Minas. En segundo lugar, en cuanto a política, criterios y metodología para la elaboración del Plan de Transmisión, dicha política para el desarrollo eficiente de la transmisión debe ser definida por el Ministerio. En este sentido, Osinerg “debe desarrollar los estudios para establecer los criterios y metodología de planificación a ser utilizados en la elaboración del Plan de Transmisión, los que incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear.

14. En este trabajo, hemos encontrado relaciones clásicas entre varias medidas de confiabilidad y costo. La curva representada en la Figura 1.1, permite identificar la región donde incrementos en la confiabilidad llegan a ser mucho más costosos. Las relaciones encontradas pueden ser de gran ayuda para los planificadores, sobre todo a la hora de desarrollar planes racionales y consistentes.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 100 200 300 400 500Inversión Adicional [USD x 106]

MW

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+

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-1

codo de la curva: pendiente = 2.8 W/USD

Figura 1.1. Beneficios Adicionales de Cada Nuevo Proyecto de Transmisión (Medido en MW Adicionales de Demanda+Generación, que Cumplen con el Criterio N-1, por

Inversión Adicional en Millones de USD de Cada Proyecto).

Introducción


15. Una de las conclusiones de mayor interés encontrada para el Perú fue que un criterio razonable de planificación es que cada dólar invertido en la red debe llevar a tres vatios de generación o demanda a un nivel N-1 de confiabilidad. Este valor (3 W/USD) o criterio surge de la pendiente en el codo de la curva de la Figura 1.1.

16. Descartamos el criterio probabilístico Valor Esperado de Energía No Suministrado (o EENS) propuesto en el estudio previo. Por razones que se analizan mas adelante en este documento, no se considera el más indicado para la planificación de un sistema de transmisión en un mercado moderno.

17. Sugerimos en lugar del EENS el uso de dos criterios probabilísticos alternativos que midan la congestión, horas de despacho no-económico (HDN) y MWh de flujos interrumpidos (MFI), los cuales se justifican, explican y calculan en este documento mediante curvas semejantes a la de la Figura 1.1.

18. Calculamos valores recomendados para estos dos criterios, a saber:

HDN: por lo menos 100 horas de reducción en despacho no económico por año por millón de dólares invertidos.

MFI: por lo menos 15 kWh de reducción en flujos interrumpidos por restricciones de la red por año por cada dólar invertido.

19. Hicimos una revisión de otros criterios de planificación sugeridos en un estudio previo del Osinerg1, y comentamos sobre los criterios sugeridos.

20. Los criterios de planificación de la transmisión recomendados se muestran a continuación.

Criterio Valor Adoptado 1 Tensión - Normal 0.95 – 1.05 p.u. 2 Tensión - Emergencia 0.90 – 1.10 p.u. (220 kV)

0.90 – 1.05 p.u. (< 138 kV) 3 Sobrecargas – Normal No permitidas 4 Sobrecargas – Emergencia No permitidas 5 Generación activa y reactiva

(Generadores) Dentro de límites operativos

6 Falla Trifásica Sólida

Si es inestable, Falla Monofásica Sólida

Sistema debe ser estable ante una apertura en 6-8 ciclos

Apertura en 6-8 ciclos

Criterio Técnico-Económico 7 Criterio n-1: Demanda y generación

alcanzando servicio a nivel n-1 Por lo menos 3 W (vatios) de demanda y

generación elevadas a nivel n-1 por cada dólar

1 Denominado “Criterios para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión”, de fecha junio de 2003.

Introducción


Criterio Valor Adoptado invertido

Criterios Técnicos Probabilísticos 8 HDN: Horas de Despacho No-Económico Por lo menos 100 horas de reducción en

despacho no económico por año por millón de dólares invertidos

9 MFI: MWh de Flujos Interrumpidos Por lo menos 15 kWh de mejora en flujos interrumpidos por año por restricciones de la red

por cada dólar invertido

21. Nótese que la tabla anterior introduce tres criterios beneficio/costo no tradicionales: uno que mide la fiabilidad de suministro y dos de naturaleza probabilística que miden la congestión. La introducción de estos criterios nuevos, y en especial el cálculo de los valores de estos criterios para propósitos de planificación, fue una contribución novedosa e importante de este estudio. Contar con los valores de los criterios permitirá minimizar el trabajo requerido para planificar el sistema a futuro. Proporciona una manera clara y objetiva para aceptar o rechazar opciones de transmisión en estudios futuros de planificación.

Programa TO/R

22. El modelo TO/R (Trade Off/Risk) ha sido suministrado a Osinerg como parte del presente estudio. Dicho modelo fue desarrollado inicialmente hace más de dos décadas y posee un largo historial de uso en numerosas instalaciones en varios países del mundo. El modelo fue entregado, junto con su documentación, y el personal de la GART fue capacitado en su uso, los días 26 y 27 de octubre del 2006. Una capacitación adicional se presentó el día 27 de febrero del 2007, con actualizaciones del modelo y de su documentación.

23. TO/R ofrece tres ventajas fundamentales:

Implementa un método sencillo y poderoso para la expansión de bases de datos para uso en análisis de decisión bajo incertidumbres.

Permite encontrar curvas de equilibrio y sus codos, para problemas que requieren modelar cualquier número de dimensiones.

24. Facilita el análisis de riesgos, incluyendo aspectos como robustez, arrepentimiento, etc., relacionados con la toma de decisiones.

Base de Datos 25. El clima económico actual y las iniciativas de mercado obligan a las empresas del sector

eléctrico a actuar de manera más eficiente y más flexible. La naturaleza dinámica del ambiente moderno significa que la industria debe ser capaz de construir una infraestructura integrada para su operación incluyendo el almacenamiento de datos que se adopte fácilmente a los modelos de negocio vigentes. Es por esta razón que se está suministrando con este reporte la base de datos estática y dinámica del SEIN. La base

Introducción


de datos estática se ha diseñado cumpliendo con las normas estándar adoptadas recientemente por la Comisión Electrotécnica Internacional (o IEC, por sus siglas en inglés), mientras que la base de datos dinámica – dado que la IEC no ha adoptado ningún estándar internacional a la fecha – se entrega en el formato que Siemens PTI ha recomendado a la IEC que sea adoptado internacionalmente.

26. Estos estándares han llenado un vacío ante la necesidad del sector de intercambiar información de los diferentes modelos del sistema entre sí y así poder construir un ambiente de simulación con fines primordialmente de índole económicos y operativos. La motivación inicial vino de la necesidad de modelar sistemas vecinos desde la perspectiva de planificación y simulación. Luego vendría la necesidad de contar con los modelos desde la perspectiva operativa y de control, en donde la información requerida en tiempo real requiere de mayor nivel de detalle con relación a los equipos y su interconectividad.

27. El presente informe sugiere la adopción por parte del Osinerg del modelo CIM XML para la constitución y el mantenimiento de la base de datos estándar que soporte la realización de los estudios de planificación. Dicha base de datos se compone de los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN, utilizados para la realización de los estudios de simulación del sistema eléctrico y de despacho económico, y comprende básicamente información acerca de:

barras;

cargas activas y pasivas;

equipos estáticos y/o dinámicos de control de tensión;

líneas de transmisión y cables;

transformadores;

generadores y sistemas de control.

28. Para estudios de confiabilidad es necesario incluir las tasas de indisponibilidad de los principales elementos de la red.

Decisiones Estratégicas 29. Una de las tareas de los estudios estratégicos es la selección de opciones

fundamentales – en este caso, corredores y niveles de tensión. El contexto temporal es el futuro lejano – es decir, nos enfocamos en un año horizonte.

30. Asimismo, los estudios estratégicos prestan atención especial a las incertidumbres. Dichas incertidumbres pueden a veces representarse con modelos de probabilidad. Usamos otros modelos de incertidumbres cuando,

• No se conocen las probabilidades, y/o

• Nos interesan más las posibilidades.

Introducción


31. Para este Estudio, las incertidumbres estratégicas más importantes son dos: (i) ¿cuál será el crecimiento de la demanda en diferentes regiones?; y, (ii) ¿dónde, de qué tamaño y cuándo se construirán nuevas centrales? Incertidumbres hidrológicas también tienen que tomarse en cuenta en un sistema tan dotado con recursos hidroeléctricos como es el sistema peruano. Estas tres incertidumbres son importantes porque afectan lo que se requerirá de la red.

32. Comparamos las opciones entre sí por intermedio de atributos. Los indicadores son los índices de confiabilidad determinísticos y probabilísticos que desarrollamos en este estudio.

33. Para facilitar el proceso de toma de decisiones, se emplearon los cuatro atributos fundamentales (costo, N-1, HDN y MFI) para considerar tres atributos en términos de relación beneficio/costo, es decir, (N-1)/costo, HDN/costo y MFI/costo.

34. Los términos de referencia indicaron que esta fase del estudio tenía que basarse en un criterio determinístico de fiabilidad – empleamos el criterio N-1. Son los criterios probabilísticos HDN y MFI que miden la congestión. Por faltar una dimensión importante, los resultados de esta fase del estudio fueron parciales.

35. Concluimos que por lo general la extensión de la red en 220 kV es indicada. Hay futuros donde la extensión en 500 kV, especialmente en la región Lima, es preferible. Por todos los corredores analizados, salvo Central-Suroeste, una expansión importante o un corredor nuevo, según el caso, satisface los criterios en forma bastante robusta. Los estudios probabilísticos y determinísticos que se describen a continuación son más profundos. Afinan estas conclusiones.

Optimización de la Expansión 36. Formulamos el problema de expansión a largo plazo – opciones, incertidumbres, y

atributos. En cooperación con Osinerg identificamos un juego de 23 corridas del programa PERSEO, y Osinerg las ejecutó. Usamos el software PSS™E y PSS™MUST de Siemens PTI para determinar cuánto cambiarían las capacidades de transferencia de ciertos enlaces, considerando las diferentes opciones.

37. Con esto, empleamos TO/R para facilitar estudios de sensibilidades en cuanto a las incertidumbres. De los estudios PERSEO armamos una base de datos de más que 13.000 escenarios – permutaciones de 15 opciones combinadas con diferentes materializaciones de nueve incertidumbres.

38. Teniendo esto en cuenta efectuamos un estudio determinístico, para un futuro nominal o base. Identificamos opciones que satisficieron los criterios de planificación previamente determinados. Hicimos entonces estudios de riesgo y medimos la robustez de éstas y otras opciones.

39. En conclusión, encontramos siete opciones robustas cuyas relaciones beneficios/costos superaban a los criterios por todos los futuros. La lista se presenta a continuación. Una octava es marginal – apenas satisface uno de los criterios – no se incluye en el plan para el año horizonte. Cuatro de las opciones no satisfacen los criterios o son superadas por otras opciones.

Introducción


Dos opciones son riesgosas – pueden satisfacer o no los criterios, dependiendo en la materialización de las incertidumbres. Para estas dos medimos su robustez y su exposición, e indicamos la manera de mitigar los riesgos.

Una de ellas – una segunda línea Cajamarca-Carhuaquero 220-kV, en paralelo con la primera línea Cajamarca-Conga-Corona-Carhuaquero 220kV - no esta incluida en el plan para el año horizonte. Es una opción condicional que podría incluirse más tarde si la evolución de demanda y de generación lo indica.

La segunda opción no-robusta – dos circuitos Chilca-Planicies-Zapallal en 500 kV en vez de 220 kV – es caro. Sin embargo, tiene grandes beneficios en ciertos futuros. No es indicado abandonarla. Es evidente que se necesitará por lo menos circuitos en 220 kV. Recomendamos que se postergue hasta lo posible la decisión en cuanto a voltaje para este vínculo, para mitigar los riesgos. En el momento que no se puede postergar, si esta opción siga no-robusta, pero todavía con futuros donde satisface los criterios, sugerimos mitigar los riesgos construyéndola en 500 kV pero operándola en 220 kV. Suponiendo que así será, la hemos incluido en el plan para el año horizonte.

40. En las últimas horas del estudio se planteó la posibilidad de otras opciones para disminuir congestión entre las regiones Central y Sur del país. Hay que remplazar los condensadores en Cotaruse. Hoy este equipo relativamente barato no permite el uso de toda la capacidad térmica de las líneas actuales Mantaro-Socabaya. También hay que arreglar estas líneas actuales para que la falla simultánea de ambas no sea frecuente. Hoy tal vez tenga que considerarse como contingencia simple. Estos dos arreglos serán bastante menos costosos que una línea nueva Mantaro-Socabaya.

Habiéndolos hecho, las transferencias podrían seguir limitadas por oscilaciones dinámicas entre las regiones Central y Sur. Estas oscilaciones desaparecerán por su propia cuenta con el desarrollo de más generación en el sur. Si este desarrollo no ocurre, se podría solucionar mediante un vínculo AC/DC/AC o empleando un aparato FACTS. Ni el uno ni el otro satisface los criterios de planificación en forma robusta. Sus beneficios no justifican sus costos, salvo en casos excepcionales en cuanto al aparato FACTS.

Habiendo solucionado estos problemas, puede todavía haber congestión. Una nueva línea Mantaro-Socabaya solucionaría el problema. Pero tampoco satisface los criterios: los beneficios no justifican los costos.

La realidad es que abastecer la región sur es un problema de generación, no de transmisión. Más vale construir centrales en el sur que construirlas a una larga distancia al norte para transmitir hacia el sur.

Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Resultados 41. La metodología propuesta para desarrollar los planes de transmisión de mínimo costo se

basa en la selección de proyectos que demuestran que a largo plazo y ante las incertidumbres modeladas: (a) tienen utilidad, (b) contribuyen a soportar una operación confiable del sistema, y (c) resultan ser los más económicos.

Introducción


42. Un aspecto clave de la metodología propuesta es la consideración explícita del impacto de las incertidumbres asociadas a la ubicación y tamaño del parque de generación futuro. Estas incertidumbres pueden provenir de al menos las siguientes dos fuentes: (1) bajo la suposición de que existe un plan normativo de expansión de generación, es posible que algunas de las premisas utilizadas para desarrollar el plan no se lleguen a materializar; y (2) por otro lado, bajo el supuesto de que en su lugar se dispone solamente de un plan indicativo de expansión de la generación, es evidente que el desarrollo del parque de generación a futuro es muy incierto. Para el caso particular de Perú, el parque futuro de generación fue suministrado por Osinerg y se resume en seis escenarios diversos de desarrollo futuro, dependiendo fundamentalmente de la ubicación de las plantas hidroeléctricas desarrolladas y de la cantidad de turbinas a gas a desarrollarse en el mediano-largo plazo en el Perú.

43. Integrar los escenarios extremos de generación dentro del proceso de planificación no es sencillo. En ocasiones es posible tratar de localizar el parque generador futuro más cerca de las cargas para minimizar los pagos por uso del sistema de transmisión, pero éste no fue el caso nuestro en este Estudio, como se resume a continuación.

Escenarios de Generación.

Gen Norte Gen

Centro Gen

Suroeste Gen

Sureste Alto 1305 5759 1702 865 1248 5440 1510 722 Promedio 1191 5121 1317 580 1147 4871 1166 468 Bajo 1102 4620 1015 356

Por otro lado, los escenarios actualizados de demanda se resumen a continuación.

Escenarios de Demanda.

Demanda

Norte Demanda

Centro Demanda Suroeste

Demanda Sureste

Alto 1115 4424 823 413 974 3950 723 354 Promedio 833 3475 623 294 721 3060 559 254 Bajo 608 2645 495 214

44. Los planes de transmisión deben ser diseñados para satisfacer los mínimos criterios de confiabilidad adoptados. En el caso de Perú se utilizaron tanto los criterios de naturaleza determinística (“N-1”) los cuales prescriben que el equipamiento del sistema debe operar dentro de sus límites nominales de corriente y tensión, aún después de la pérdida súbita de uno de sus elementos (tales como líneas de transmisión, transformadores, o generadores), como los de naturaleza probabilística (HDN y MFI). En resumen, el plan de transmisión para el año horizonte incluye las siguientes líneas de transmisión y subestaciones.

Introducción


Líneas de Transmisión

Machupicchu – Bambas – Cotaruse 220 kV (nueva opción)

Machupicchu – Tintaya – Puno 220 kV (nueva opción)

Vizcarra – Huallanca y Huallanca – Cajamarca 220 kV (nuevas opciones)

Cajamarca – Conga – Corona - Carhuaquero 220 kV (nueva opción)

Cajamarca – Piura y Piura – Talara – Zorritos 220 kV (nuevas opciones)

Anillo de Lima – Alternativa Light/Fuerte (nueva opción condicional)

• Chilca – Planície – Zapallal 500 kV, operado a 220 kV (dos circuitos)

• Chilca – San Juan 220 kV 1ª y 2ª ternas (300 MVA)

• San Juan-Santa Rosa 3ª. terna

Cotaruse – Marcona 220 kV (nueva opción)

Chimbote – Paramonga – Huacho- Zapallal 2ª. terna (construcción ya decidida)

Subestaciones

Machupicchu 220/138 kV – 2 x 150 MVA

Bambas 220/138 kV – 1 x 150 MVA

Tintaya 220/138 kV – 1 x 150 MVA

Planicie 220/60 kV – 2 x 150 MVA (en caso de concretizarse la carga de 300 MW)

Chilca 220/500 kV – 1 x 400 MVA

Zapallal 220/500 kV 1 x 400 MVA

45. Con la configuración básica descrita arriba y considerándose las proyecciones medianas de mercado y generación las siguientes líneas estaban sobrecargadas en régimen normal:

Carhuamayo – Paragsha - Vizcarra 220 kV

San Juan - Balneario 220 kV

Barsi – Chavarria 220 kV

San Gabán – Azangaro – Juliaca – Puno 138 kV

Chilina – Santuario 138 kV

46. Se simularon una serie de perturbaciones para el análisis de estabilidad transitoria, el cual muestra que el sistema tiene un comportamiento estable aunque con oscilaciones poco amortiguadas. Para todas las contingencias fueron simuladas fallas trifásicas despejadas en 100 ms (6 ciclos) por la apertura de un elemento de la red. Además de estas contingencias, también se simuló la pérdida de la central de Huinco. No hay pérdida de sincronismo del sistema.

47. Con el objetivo de tenerse un conjunto mínimo de obras que alcanzase atender la gran mayoría de posibles escenarios intermedios, las siguientes consideraciones fueron tomadas en cuenta:

Introducción


(1) la 2ª. terna Chimbote – Paramonga Nueva – Huacho – Zapallal, ya decidida, estará comisionada antes del año 2010

(2) de las nuevas usinas ubicadas al norte de Paramonga Nueva, tales como T. G. BPZ, C. H. Olmos, C. H. Santa Rita, apenas BPZ podría estar en operación en 2010, se si considera 4 años para construcción de una generadora hidráulica.

(3) las cargas mineras en Cajamarca podría arrancar con unos 70 MW para alcanzar un máximo de 218 MW en el ano horizonte

(4) la generación térmica ubicada en la región de Chilca entre el 2007 y 2010, podría alcanzar un mínimo de 350 MW y un máximo de 680 MW, o que es un valor final poco probable en este periodo.

(5) la carga de Planicie podría arrancar con unos 100 MW para alcanzar hasta 300 MW en el año horizonte. De no tenerse en este total un bloque substancial de carga industrial, los consultores consideran el valor final como de baja probabilidad, una vez que seria necesario tasas de crecimiento de unos 20% anuales en 6 años (2010 -2016) o 13% en 9 años (2007-2016).

(6) la expansión de 75 MW de la U.H. Machupicchu, que está considerada en todos los escenarios de generación, podría estar completada entre 2009 y 2010 una vez que toda la infraestructura ya está disponible.

48. Con las premisas anteriormente mencionadas fue definido un conjunto mínimo de obras existentes en 2016, que atienden a los criterios y que deberán estar ya operacionales en 2010:

Simple terna Cajamarca – Conga – Corona 220 kV y subestaciones en Conga y Corona con transformación 220/60 kV – 1 x 150 MVA

Doble terna Chilca – San Juan 220 kV, con capacidad de 300 MVA por terna

1ª terna Chilca – Planicie – Zapallal 220 kV y subestación en Planicie con transformación 220/60 kV – 1 x 150 MVA

Simple terna Machupicchu – Cotaruse 220 kV (sin seccionar en Bambas) y sector de 220 kV en Machupicchu, con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

49. Con el objetivo de tenerse un conjunto mínimo de obras que alcanzase también atender la gran mayoría de posibles escenarios en 2013, las siguientes consideraciones fueron tomadas en cuenta:

(1) las generadoras hidráulicas ubicadas al norte de Paramonga Nueva, como C. H. Olmos, C. H. Santa Rita, además de la C. H. Chávez en Paramonga, podría estar disponibles si la decisión de construirlas está hecha hasta 2009/2010.

Introducción


(2) las cargas mineras en Cajamarca podría estar alcanzando valores tales que el suministro propio y de las cargas al norte en condiciones N -1 (contingencias Carhuaquero – Corona, Cajamarca – Conga, o Trujillo - Cajamarca) quedarían comprometidos.

(3) la generación térmica incremental ubicada en la región de Chilca podría alcanzar también un mínimo de 350 MW y un máximo de 680 MW. Dependiendo de el total de generación comisionada hasta 2010, por lo menos los ciclos abiertos de las TGs podría ser cerrados.

(4) la carga de Planicie podría alcanzar unos 125 MW en 2013, con un crecimiento aceptable de 7% a.a. Tal vez más, si la carga tiene un fuerte componente industrial.

(5) la generación en la región de Machupicchu (Santa Teresa, Primavera, Pucara) necesita alcanzar el sistema de 220 kV, evitándose sobrecargas y tensiones bajas en la red de 138 kV entre Machupicchu y Puno. No se considera que tales generadores, en conjunto, contribuyan con más de 150 MW en 2013, si la decisión de construirlas no se toma hasta 2009/2010

50. Con las premisas anteriormente mencionadas se definió un conjunto mínimo de obras existentes en 2016, que atienden a los criterios y que deberán estar operacionales en 2013:

Simple terna Vizcarra – Huallanca – Cajamarca 220 kV y sector de 220 kV en Huallanca con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

2ª. terna Vizcarra - Paragasha – Carhuamayo 220 kV, que presentase sobrecargada en condición N-1

2ª terna Chilca – Planicie – Zapallal 220 kV pero permaneciendo solo una unidad transformadora en Planicie

3ª terna Paramonga Nueva - Zapallal

Seccionar en Bambas la terna Machupicchu – Cotaruse 220 kV y subestación con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

Plan de Inversiones 51. Esta sección presenta el detalle del programa de inversiones del SEIN para el período

2007-2016. El programa total de inversiones de transmisión requerido por el SEIN en el período 2007-2016 es del orden de unos 413,5 millones de USD. Este total no incluye unos 23 millones de USD relativos al “upgrade” de los capacitores serie del troncal Mantaro – Cotaruse – Socabaya, porque estos costos están íntimamente relacionados con las condiciones de la subestación de Cotaruse.

52. Del total de $413,5 millones, 24.7% ($102,03 millones) son para obras hasta el 2010, 31.3% ($ 129,32 millones) para obras entre el 2011 y el 2013, y 44% ($ 182,15 millones) para obras entre el 2014 y 2016.

Introducción


Conclusiones 53. Hicimos una revisión de los criterios de planificación sugeridos en un estudio previo del

Osinerg. Comentamos sobre los criterios sugeridos.

54. Descartamos el criterio probabilístico (valor esperado de energía no suministrado, o EENS) propuesto en el estudio previo. Por razones importantes, no es indicado para la planificación de un sistema de transmisión en un mercado moderno.

55. Sugerimos el uso de dos criterios probabilísticos alternativos, horas de despacho no-económico (HDN) y MWh de flujos interrumpidos (MFI). Los justificamos, explicamos y demostramos cómo se calculan.

56. Calculamos valores recomendados para estos dos criterios, a saber:

HDN: por lo menos 100 horas de reducción en despacho no económico por año por millón de dólares invertidos.

MFI: por lo menos 15 kWh de mejora en flujos interrumpidos por año por restricciones de la red por cada dólar invertido.

57. También calculamos un valor recomendado por la aplicación del criterio N-1 a la parte radial del SEIN, a saber:

N-1 en el sistema radial: por lo menos 3 W (vatios) de demanda y generación elevadas a nivel N-1 por cada dólar invertido.

58. El modelo de red del SEIN a ser utilizado en los estudios de planificación elaborado para el período del estudio, presenta suficiente detalle todos los elementos fundamentales para la simulación de los regimenes estacionario y dinámico.

59. Se entregó el modelo TO/R al Osinerg. También se capacitó a ingenieros de Osinerg en el método “trade off/risk” (análisis de equilibrio), un programa de computadora que facilita análisis de este tipo.

60. Decisiones estratégicas sobre introducir un nivel nuevo de tensión o abrir corredores nuevos tiene que reconocer incertidumbres claves. Las más importantes en el Perú son el crecimiento de la demanda y la construcción de centrales nuevas. Hemos determinado valores bastante extremos para estas incertidumbres. Tenemos confianza en que estos valores enmarcarán su eventual realización. También hemos identificado opciones razonables en términos de corredores de transmisión, las cuales incluyen varias clases de líneas que se podrían construir en cada corredor, tanto en 220 kV como en 500 kV.

61. Se identificó un grupo importante de atributos que hemos empleado para juzgar estas opciones estratégicas frente a las incertidumbres.

62. Se encontraron siete opciones robustas cuyas relaciones beneficios/costos superaban a los criterios por todos los futuros.

Introducción


63. En resumen, el plan de transmisión para el año horizonte incluye las siguientes líneas de transmisión y subestaciones.


Machupicchu – Bambas – Cotaruse 220 kV (nueva opción)

Machupicchu – Tintaya – Puno 220 kV (nueva opción)

Vizcarra – Huallanca y Huallanca – Cajamarca 220 kV (nuevas opciones)

Cajamarca – Conga – Corona - Carhuaquero 220 kV (nueva opción)

Cajamarca – Piura y Piura – Talara – Zorritos 220 kV (nuevas opciones)

Anillo de Lima – Alternativa Light/Fuerte (nueva opción condicional)

• Chilca – Planície – Zapallal 500 kV, operada en 220 kV

• Chilca – San Juan 220 kV 1ª y 2ª ternas (300 MVA)

• San Juan-Santa Rosa 3ª. terna

Cotaruse – Marcota 220 kV (nueva opción)

Chimbote – Paramonga – Huacho- Zapallal 2ª. terna (construcción ya decidida)

64. Se definió un conjunto mínimo de obras que deberán estar ya operacionales en 2010:

Simple terna Cajamarca – Conga – Corona 220 kV y subestaciones en Conga y Corona con transformación 220/60 kV – 1 x 150 MVA

Doble terna Chilca – San Juan 220 kV, con capacidad de 300 MVA por terna

1ª terna Chilca – Planicie – Zapallal 220 kV y subestación en Planicie con transformación 220/60 kV – 1 x 150 MVA

Simple terna Machupicchu – Cotaruse 220 kV (sin seccionar en Bambas) y sector de 220 kV en Machupicchu, con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

65. Se definió un conjunto mínimo de obras que deberán estar ya operacionales en 2013:

Simple terna Vizcarra – Huallanca – Cajamarca 220 kV y sector de 220 kV en Huallanca con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

2ª. terna Vizcarra - Paragasha – Carhuamayo 220 kV, que presentase sobrecargada en condición N-1

2ª terna Chilca – Planicie – Zapallal 220 kV pero permaneciendo solo una unidad transformadora en Planicie

3ª terna Paramonga Nueva - Zapallal

Seccionar en Bambas la terna Machupicchu – Cotaruse 220 kV y subestación con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA


Sección

2 Introducción Esta sección introductoria del Informe Final describe la metodología de trabajo adoptada para la realización del Estudio Modelo para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión (Sección 2.1), presenta nuestra interpretación de los objetivos del Estudio (Sección 2.2), describe el cambio radical de paradigma en cuanto a la planificación de sistemas de transmisión en la actualidad (Sección 2.3), presenta el marco conceptual del trabajo (Sección 2.4), y trata el tema de la regulación en el Perú y su impacto en la planificación de los sistemas de transmisión (Sección 2.5). Esta sección sirve de marco y antecedentes para el resto del informe.

2.1 Metodología de Trabajo Adoptada para la Realización del Estudio

Plazo. El presente estudio se realizó entre las fechas comprendidas entre el 6 de julio de 2006 y el 2 de marzo de 2007. Organización del Trabajo. El trabajo y este Informe Final se han organizado de acuerdo a la siguiente secuencia de actividades, las cuales reflejan el orden establecido en los Términos de Referencia del Estudio (en paréntesis se indica la sección de este informe donde se trata cada tema en particular):

• Revisión y Definición de los Criterios de Planificación (Sección 4). • Desarrollo del Modelo Computacional de Planificación (Sección 5). • Base de Datos del SEIN (Sección 6). • Estudio de Planificación Aplicado al SEIN:

o Planificación de Largo Plazo (Secciones 7 y 8). o Planificación de Mediano y Corto Plazo (Sección 9).

• Plan de Inversiones (Sección 10). • Capacitación del Personal. Equipo de Trabajo. El Estudio fue realizado por un Equipo de Trabajo compuesto por personal de la GART de Osinerg y un grupo de Consultores (“Equipo Consultor”). Por parte de Osinerg, los siguientes profesionales tomaron participación en el Estudio: • Ing. Víctor Manuel Ormeño Salcedo, Gerente Adjunto de Regulación Tarifaria.

• Ing. Daniel Cámac Gutiérrez, Gerente de Regulación de Generación y Transmisión Eléctrica.

Introducción


• Ing. Raúl Cornelio Bastidas Traverso, Especialista, Responsable principal de la supervisión del estudio.

• Ing. Jaime Mendoza Gacon, Asesor Técnico.

• Ing. José Luis Albino Arellano, Especialista.

• Ing. Percy León, Especialista.

• Ing. Manuel Uribe, Especialista.

• Ing. Severo Buenalaya Cangalaya, Especialista.

• Ing. Wilfredo Sifuentes, Especialista.

El Equipo Consultor estuvo conformado por las empresas Siemens Power Transmission & Distribution, Inc., Power Technologies International (“Siemens PTI”) y Quantum, S.A. Sucursal en el Perú (“Quantum”). Por parte del Equipo Consultor, los siguientes profesionales participaron en el Estudio: • Dr. Ramón Nadira, Gerente Senior de Consultoría (Houston), Jefe del Estudio, Siemens

PTI.

• Dr. Hyde M. Merrill, Asesor Experto, Experto en Planificación de Sistemas de Potencia.

• Ing. Arthur A. Pinheiro, Gerente Senior de Consultoría, Experto en Estudios de Comportamiento de Sistemas de Transmisión, Siemens PTI.

• Ing. Carlos Dortolina, Consultor Ejecutivo, Siemens PTI.

• Lic. Adelina Quispe Rivera, Apoderada, Quantum.

Reuniones y Encuentros. Durante la realización del Estudio se efectuaron las siguientes reuniones de trabajo y encuentros:

1. Reunión de Inicio del Proyecto, de tres días de duración, a la cual asistieron de parte del Equipo Consultor, el Jefe del Estudio (Dr. Ramón Nadira), el Experto en Planificación de Sistemas de Potencia (Dr. Hyde M. Merrill), y el Experto en Estudios de Comportamiento de Sistemas de Transmisión (Ing. Arthur Pinheiro). La Reunión de Inicio del Proyecto fue realizada los días 24, 25 y 26 de julio de 2006. Diversos profesionales de la Osinerg, liderizados por los Ingenieros Alfredo Dammert Lira y Daniel Cámac Gutiérrez, y coordinados por el Ing. Raúl Bastidas, participaron en las numerosas presentaciones y rondas de trabajo que se realizaron durante los tres días del encuentro inicial.

2. Reunión de Presentación del Informe Parcial, de tres días de duración, a la cual asistieron de parte del Equipo Consultor, el Jefe del Estudio (Dr. Ramón Nadira), el Experto en Planificación de Sistemas de Potencia (Dr. Hyde M. Merrill), y el Experto en Estudios de Comportamiento de Sistemas de Transmisión (Ing. Arthur Pinheiro). Dicha reunión fue realizada los días 23, 24, y 25 de octubre de 2006.

Introducción


3. Programa de Capacitación del Personal sobre el método “trade off” y sobre el software TO/R durante los días 26 y 27 de Octubre de 2006.

4. Reunión de Presentación del Informe Final, de tres días de duración, a la cual asistirán de parte del Equipo Consultor, el Jefe del Estudio (Dr. Ramón Nadira), el Experto en Planificación de Sistemas de Potencia (Dr. Hyde M. Merrill), el Experto en Estudios de Comportamiento de Sistemas de Transmisión (Ing. Arthur Pinheiro) y el Ing. Carlos Dortolina. Dicha reunión está pautada a ser realizada los días 28 de febrero y 1º y 2 de marzo de 2007.

Productos. Durante la realización del Estudio se entregaron los siguientes productos:

NOMBRE DEL PRODUCTO FECHA DE ENTREGA COMENTARIOS

Informe Parcial 3/Octubre/06 Revisión final entregada el 20/10/06

Informe Final 8/Febrero/07 Primera revisión a ser entregada el 27/2/07

Modelo Computacional de Planificación 25/Octubre/06

Se entregó el módulo TORC (en formato Microsoft Excel), versiones fuentes y ejecutables de los distintos módulos, el Manual a Nivel Programador del modelo TO/R, y un caso de prueba del modelo TO/R

Control de Proyecto. El Equipo Consultor entregó seis (6) Informes de Avance (aproximadamente uno por mes). Asimismo, se realizaron seis (6) Videoconferencias en las que siempre participaron el Ing. Raúl Bastidas por parte de Osinerg y el Jefe del Estudio (Dr. Ramón Nadira), el Experto en Planificación de Sistemas de Potencia (Dr. Hyde M. Merrill), y el Experto en Estudios de Comportamiento de Sistemas de Transmisión (Ing. Arthur Pinheiro), por parte del Equipo Consultor. Otros miembros del Equipo de Trabajo participaron en las diversas videoconferencias en función de los temas a ser discutidos durante las mismas. Las fechas de entrega de los Informes de Avance y de realización de las Videoconferencias se indican a continuación:

NOMBRE DEL PRODUCTO

FECHA DE ENTREGA/

REALIZACIÓN Informe de Avance No. 1 7/Agosto/06 Videoconferencia No. 1 8/Agosto/06 Informe de Avance No. 2 7/Septiembre/06 Videoconferencia No. 2 8/Septiembre/06

Introducción


NOMBRE DEL PRODUCTO

FECHA DE ENTREGA/

REALIZACIÓN Informe de Avance No. 3 9/Octubre/06 Videoconferencia No. 3 10/Octubre/06 Informe de Avance No. 4 9/Noviembre/06 Videoconferencia No. 4 15/Noviembre/06 Informe de Avance No. 5 16/Diciembre/06 Videoconferencia No. 5 20/Diciembre/06 Informe de Avance No. 6 15/Enero/07 Videoconferencia No. 6 22/Enero/07

Finalmente, el Equipo Consultor quisiera dejar constancia de la participación significativa del personal de Osinerg en la realización de este estudio. De acuerdo a la experiencia del Equipo Consultor, dicha participación fue bastante más intensa que la acostumbrada. El Estudio realmente representó un trabajo en equipo. Pensamos que como resultado de esto, se ha realizado una efectiva transferencia tecnológica del Equipo Consultor a la Osinerg; lo cual indudablemente redundará en beneficios a futuro.

2.2 Nuestra Interpretación de los Objetivos del Estudio De acuerdo a nuestra interpretación, el presente trabajo tuvo dos objetivos principales, los cuales son evidentemente interdependientes. El primer objetivo fue el de llevar a cabo el estudio de planificación de la expansión del SEIN, tomando en consideración los criterios, opciones, incertidumbres y demás parámetros específicamente relevantes al sistema de transmisión de Perú, y aplicando metodologías de planificación modernas que toman en consideración de manera explícita los impactos de las incertidumbres relevantes y que a la vez abordan de manera integrada las dimensiones técnicas, económicas, e institucionales/estructurales del problema. El segundo objetivo principal fue el de proveer un modelo computacional estándar que pudiera ser utilizado como apoyo eficaz al proceso de planificación. Asimismo, se consideraron varios objetivos secundarios, los cuales a pesar de ser complementarios no dejaron de ser importantes. Éstos incluyeron los siguientes: • La revisión y eventual definición de los criterios de planificación a ser aplicados en el

Estudio. • La constitución de una base de datos estándar con información sobre los parámetros

eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN, utilizada para la realización de los estudios de simulación del sistema eléctrico y de despacho económico. Asimismo, se propusieron reglas, procedimientos y políticas que deben seguirse a fin que esta base de datos se mantenga permanentemente actualizada para la utilización eficiente del modelo de planificación entregado.

Introducción


• Tomar en consideración los resultados y recomendaciones del Estudio Previo (“Criterios para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión”), llevado a cabo por el Osinerg en el año 2003.

• La capacitación del personal de la GART de Osinerg en el uso y desarrollo del modelo, y en técnicas aplicables para la evaluación de los planes de expansión de la transmisión.

Quisiéramos destacar que el presente estudio, tal como ha sido formulado, contiene elementos de - más aún balancea de manera apropiada - los tres componentes más importantes relacionados con el proceso de planificación de sistemas de transmisión, a saber: • Análisis. La aplicación de metodologías modernas para planificar la expansión del SEIN. • Modelos. El desarrollo de modelos computacionales para apoyar el proceso de

planificación. • Capacitación. La capacitación del personal de Osinerg en la aplicación de la

metodología misma y el modelo. Sin lugar a dudas, esto contribuirá de manera decisiva a garantizar el éxito del proceso de planificación a futuro por parte del personal de la GART de Osinerg.

2.3 Cambio de Paradigma en la Planificación de Sistemas de Transmisión en la Actualidad

Tal como se enuncia en los Términos de Referencia del Estudio, el objetivo del presente trabajo “…es efectuar el estudio de planificación de la expansión del SEIN2, de tal forma que permita definir el sistema de transmisión óptimo para el mediano y largo plazo. Complementariamente, se deberá desarrollar un modelo computacional estándar que será utilizado para la planificación de la expansión económica y fiable de las redes de transmisión. Dicho modelo deberá encontrar el equilibrio que debe existir entre el desempeño y la calidad en la operación de la red, sobre la base de criterios que tengan en cuenta la incertidumbre, la robustez de la solución y la mitigación del riesgo en las decisiones relativas a la expansión de las redes. Es decir, este modelo deberá resolver los compromisos económico sociales y de calidad con los que se enfrenta un planificador al tratar el problema de la expansión óptima de la red de transmisión en mercados competitivos. En el desarrollo del modelo computacional, los criterios definidos para la planificación de la transmisión del SEIN deben considerarse como restricciones para la definición de los planes de expansión de la transmisión en el mediano y largo plazo. Al definir el sistema de transmisión óptimo adecuado para el SEIN, dichos planes de expansión deben servir para la identificación y el manejo del riesgo debido a la incertidumbre.” Además, los términos de referencia indican que se “considera que los aspectos principales a incluirse en el presente estudio son los siguientes: • Definición de la formulación matemática del modelo de expansión de la transmisión a

implementarse.

2 SEIN son las siglas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú.

Introducción


• Desarrollo de las herramientas computacionales (modelo) para la planificación de la expansión de la transmisión.

• Recopilación y evaluación de los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN, para la constitución de una base de datos estándar para la realización de los estudios de planificación. [Se] tomará como referencia la base de datos existente, elaborada por el COES-SINAC.

• Aplicación del modelo implementado a la planificación de la expansión de la red de transmisión y determinación del sistema de transmisión óptimo en el mediano plazo (2006-2010) y largo plazo (2006-2016).

• Capacitación del personal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de Osinerg en el uso y desarrollo del modelo, y en técnicas aplicables para la evaluación de los planes de expansión de la transmisión.

En nuestra opinión, estos objetivos están muy bien formulados, y reflejan los aspectos claves que deben ser tomados en consideración a la hora de planificar sistemas de transmisión eléctrica en ambientes competitivos modernos, tales como lo es el caso del Perú. La dificultad principal con la que el planificador se encuentra cuando aborda este reto tiene mucho que ver con el hecho que el paradigma de planificación de los sistemas de transmisión ha experimentado dos cambios coyunturales. El primero es que ya no es posible asumir que la transmisión se planifica de manera subordinada a la generación. Por el contrario, la industria eléctrica está tomando conciencia que de hecho la planificación de la generación está quedando subordinada a la de transmisión. Un ejemplo reciente de esto lo tomamos de un informe reciente de la California Energy Commission (titulado “Upgrading California’s Electric Transmission System: Issues and Actions for 2005 and Beyond,” Informe 04-IEP-1F, de fecha Julio de 2005), establece que el “… sistema de transmisión debe ser planificado primero, y la generación se debería desarrollar como resultado de esto.” El segundo cambio coyuntural está asociado con el hecho que cada día se pone más en evidencia que las metodologías de planificación mismas deben lograr un balance entre los aspectos técnicos, económicos y regulatorio/institucionales que impactan a la transmisión (ver Fig. 2.1).

Introducción


Resto de la Economía

Aspectos Técnicos

Aspectos Económicos

Aspectos Regulatorios

Resto de la Economía

Aspectos Técnicos



Aspectos TécnicosAspectos Técnicos





Figura 2.1. Los Planes de Transmisión deben Balancear los Aspectos Técnicos,

Económicos y Regulatorios Relevantes. Por ejemplo, es evidente que los entes responsables de la transmisión deben justificar sus planes de expansión desde un punto de vista tanto técnico como económico. En este sentido, ya no es suficiente diseñar sistemas de transmisión de mínimo costo que cumplan con los criterios de expansión adoptados. Es preciso tener respuestas concretas a preguntas tales como las siguientes:

• ¿Cuán rentable es un plan de transmisión determinado?

• ¿Cuál es la tasa de retorno?

• ¿Es el criterio n-1 rentable?

• ¿Cuál es la tasa de retorno si se emplean otros criterios? En este trabajo hemos implementado una metodología que toma en consideración de manera explícita las realidades modernas del problema de planificación de la transmisión.

2.4 Marco Conceptual del Estudio Tal como se discute más arriba, los sistemas de transmisión de energía eléctrica se han planificado tradicionalmente bajo dos premisas fundamentales:

• La ubicación y el tamaño de las centrales de generación futuras se conocen con relativa certeza.

• La planificación de la transmisión está tradicionalmente subordinada a la de la generación, y en muchos casos, completamente separada de esta última.

Los planes de transmisión generalmente se justifican desde un punto de vista técnico y no económico: La filosofía de expansión es típicamente como sigue: “Definir normas de calidad

Introducción


de servicio y expandir el sistema de transmisión para satisfacer estas normas al mínimo costo.” Por lo tanto, los beneficios asociados con los sistemas de transmisión son raramente cuantificados. Sin embargo, los cambios profundos que la industria eléctrica está experimentando en el mundo entero han dado lugar a que estas premisas tradicionales dejen de tener validez. Por ejemplo, el introducir competencia en la generación origina grandes incertidumbres con respecto a la ubicación y al tamaño de las centrales de generación futuras. Por otro lado, es evidente que los entes responsables de la transmisión deben justificar sus planes de expansión desde un punto de vista tanto técnico como económico. Una diferencia importante entre los procesos de planificación tradicionales y los que deben ser empleados hoy en día tiene que ver con la incertidumbre de la información disponible al planificador. Por ejemplo, tradicionalmente se asumía que el desarrollo del parque de generación era conocido con certeza – de hecho, la generación se planificaba de forma centralizada. Después se planificaba la red de transmisión. Hoy tenemos que diseñar una red sin saber los puntos de inyección. Además, con redes más extensas, tampoco se tiene certeza de como éstas serán realmente utilizadas. Los métodos de hace 20 años ya no son suficientes para planificar los sistemas de transmisión modernos. Afortunadamente, existen metodologías muy robustas (algunas de éstas desarrolladas por el mismo Equipo Consultor) que pueden manejar las realidades modernas del problema de planificación de la transmisión3. El método aplicado en este estudio se basa en modelos muy eficaces de toma de decisiones, tal como se muestra en la Fig. 2.2.

Figura 2.2. Análisis de Decisión Bajo Incertidumbres.

Las opciones o los planes son las decisiones que se pueden tomar (se encuentran dentro de nuestro control). Las incertidumbres son parámetros desconocidos o fuera de nuestro control. Un escenario consiste de un plan (el cual incluye un grupo de opciones) y una materialización específica de cada incertidumbre. Los atributos miden cuán adecuado cada

3 Estas metodologías son un avance teórico reconocido, pero más importante aún, son prácticas. De

hecho, fueron desarrolladas por ingenieros de planificación con gran talento analítico. No nos referimos aquí solamente a modelos de computación, sino a la formulación y solución misma de problemas de planificación con incertidumbres importantes.

Análisis de Decisión

Escenarios

Opciones

Atributos

Incertidumbres

Análisis de Decisión

Escenarios

Opciones

Atributos

Incertidumbres

Introducción


plan es, en vista de las incertidumbres, desde el punto de vista de los interesados. El problema analítico es el de determinar un plan que encuentre el equilibrio que debe existir entre el desempeño y la calidad en la operación de la red, sobre la base de criterios que tengan en cuenta la incertidumbre, la robustez de la solución y la mitigación del riesgo en las decisiones relativas a la expansión de las redes. Enfoque Metodológico Implementado en el Estudio. En el presente Estudio, la implementación de la metodología de la Fig. 2.2 se resume en el Mapa Conceptual incluido en la Fig. 2.3. Esta figura ilustra la aplicación del método de análisis de decisión bajo incertidumbres conocido como TO/R (de sus siglas en inglés, Trade Off/Risk. En Español: Compromiso/Riesgo), el cual fue implementado en este Estudio. El proceso comienza con la formulación de un conjunto de escenarios “factibles” (es decir escenarios que tienen probabilidad de materializarse en el futuro). Luego la metodología desarrolla planes de transmisión de costo mínimo (para el año horizonte) para todos aquellos escenarios que tengan requerimientos de transmisión disímiles. Los planes de transmisión para el año horizonte (asumido como el año 2016 en nuestro Estudio) se determinan por medio de un proceso de dos fases (denominadas Fase 1 y Fase 2 en los términos de referencia del estudio). La Fase 1 (o de Decisiones Estratégicas) consiste en la selección de las opciones fundamentales (corredores de transmisión, niveles de tensión, tamaño de las instalaciones, etc.) Esta fase está dedicada al diseño de la capacidad óptima del sistema para el año horizonte. La Fase 2 (o de Optimización de la Expansión) consta a su vez de dos etapas. La primera de éstas, aplica la metodología de análisis de decisión bajo incertidumbre para determinar planes de transmisión deseables. Estos planes garantizan la adecuación técnico-económica de la red respecto a los escenarios previstos, con un criterio probabilístico de fiabilidad; así como se definen las tecnologías a utilizar. La segunda etapa afina los planes recomendados en la primera etapa con el objetivo de satisfacer los mínimos criterios de planificación adoptados. En esta segunda etapa del análisis se utilizan herramientas de simulación de redes (e.g., programas de flujos de carga y de simulación dinámica) para desarrollar planes alternos de transmisión para el año horizonte para cada uno de estos escenarios. Esta etapa también involucra el calcular los atributos de cada plan, incluyendo sus costos y beneficios. La metodología propuesta procede luego a “desarrollar los planes en el tiempo” (del Inglés “stage”) del año horizonte hacia atrás (mediano y corto plazo, 2013 y 2010, respectivamente), para identificar la prioridad y el momento oportuno en el tiempo del desarrollo de cada proyecto. Por supuesto que para cada año intermedio, el sistema debe satisfacer los mismos criterios de planificación que el sistema programado para el año horizonte. Finalmente, la metodología procede a clasificar los proyectos de transmisión de cada plan para propósitos de implementación, lo cual permite identificar planes robustos, cuando éstos existen (un plan es robusto si es el de mínimo costo para todas las posibles materializaciones de las incertidumbres modeladas en el estudio, incluyendo la relacionada a la ubicación y tamaño de la generación futura). De lo contrario, en esta última fase se puede proceder a diseñar mecanismos de protección (del inglés “hedging”) para tratar de mitigar los riesgos asociados con el plan finalmente adoptado.

Introducción


Mapa Conceptual

Determinación de Planes

Análisis de Decisiones

Definición de losCriterios Alternativos de

Planificación

Definir Opciones

Costos Referenciales NacionalizadosObjetivos

Económico‐Sociales

Criterios Alternativos de Planificación

Base de Datos del SEIN Depurada y Estandarizada(y Métodos de Actualización)

Depuración yEstandarización de laBase de Datos del SEIN

Bases de Datos Existentes (Información Técnica y Económica)

Información Adicional (Proveniente del COES‐

SINAC/Empresas)

DefinirIncertidumbres

Generar

Futuros

Módulo de Planificación (PSS/E)

Plande Largo Plazo

¿Factible?(Con Respecto a los

Criterios de Planificación)

NO

Adaptación del Modelo de Planificación para Expansión Optima (TO/R)

Cálculo de Atributos (Costos y Beneficios) (PERSEO y TOPS)

Atributos (para cada Escenario)

SI

Análisis Trade‐Off/Risk (TO/R)


PlanesNo

Dominados¿Existe un Plan Robusto?

Solución

SI

NO Análisis de Decisiones (TO/R)

Planes Recomendados y Criterios Definitivos

Plan de Inversiones

Interfaz con PERSEO

Aplicación de TO/R al Caso

Perú

Incluye las Decisiones Estratégicas y la

Optimización de la Expansión para cada

Escenario

Capacitación del Personal

Desarrollo de los Planes en el

Tiempo (Mediano y Corto Plazo)

Ver texto para una descripción del modelo de análisis “trade‐off,” TO/R.

Incluye los Estudios de Sistemas

(Estacionarios y Dinámicos)

Generar

Planes

ObjetivosTécnicos

Objetivos de Seguridad

Aquí las opciones pueden incluir criterios alternativos.

Escenarios son combinaciones de Planes con Futuros

Mapa Conceptual

Determinación de Planes

Análisis de Decisiones

Definición de losCriterios Alternativos de

Planificación

Definir OpcionesDefinir Opciones

Costos Referenciales NacionalizadosObjetivos

Económico‐Sociales

ObjetivosEconómico‐Sociales

Criterios Alternativos de Planificación

Base de Datos del SEIN Depurada y Estandarizada(y Métodos de Actualización)

Depuración yEstandarización de laBase de Datos del SEIN

Bases de Datos Existentes (Información Técnica y Económica)


SINAC/Empresas)


SINAC/Empresas)



Generar

Futuros

Generar

Futuros

Módulo de Planificación (PSS/E)

Plande Largo Plazo





NO

Adaptación del Modelo de Planificación para Expansión Optima (TO/R)

Cálculo de Atributos (Costos y Beneficios) (PERSEO y TOPS)


SI

Análisis Trade‐Off/Risk (TO/R)


PlanesNo

Dominados¿Existe un Plan Robusto?

Solución

SI

NO Análisis de Decisiones (TO/R)

Planes Recomendados y Criterios Definitivos

Plan de Inversiones

Interfaz con PERSEO

Aplicación de TO/R al Caso

Perú

Incluye las Decisiones Estratégicas y la

Optimización de la Expansión para cada

Escenario

Capacitación del Personal

Desarrollo de los Planes en el

Tiempo (Mediano y Corto Plazo)

Ver texto para una descripción del modelo de análisis “trade‐off,” TO/R.

Incluye los Estudios de Sistemas

(Estacionarios y Dinámicos)

Generar

Planes

Generar

Planes

ObjetivosTécnicos

Objetivos de Seguridad

Aquí las opciones pueden incluir criterios alternativos.

Escenarios son combinaciones de Planes con Futuros Figura 2.3. Mapa Conceptual del Estudio.

Introducción


Las Opciones, Incertidumbres, Escenarios y Atributos finalmente modelados en este estudio se presentan en las Secciones 7 y 8 de este Informe Final. Evaluación de las Bondades de los Modelos Computacionales Disponibles en el Perú. Como parte del trabajo, el Equipo Consultor debía evaluar las bondades de los modelos computacionales disponibles en el Perú a fin de definir la conveniencia de que sean utilizados como subrutinas en el modelo de planificación a desarrollar. Para planificar sistemas de transmisión en ambientes competitivos modernos, es preciso contar con los tres modelos siguientes:

1. Modelo de Análisis de Decisión Bajo Incertidumbres.

2. Modelo de Simulación de la Operación del Parque de Generación.

3. Modelo de Simulación del Comportamiento de Redes Eléctricas. A continuación presentamos los resultados de nuestra evaluación sobre las bondades de los modelos existentes en el Perú para cada una de éstas funciones. Modelo de Análisis de Decisión Bajo Incertidumbres. Según entendemos, no existe en el Perú un modelo ampliamente utilizado para realizar análisis de decisión bajo incertidumbres en el contexto de planificación de sistemas de transmisión. Pensamos que el modelo TO/R, el cual hemos entregado como parte de este Estudio, podría convertirse en dicho modelo. Modelo de Simulación de la Operación del Parque de Generación. En cuanto a la simulación de la operación del parque de generación, es ampliamente conocido que no existe un modelo genérico adecuado para todo sistema hidrotérmico, y el caso del SEIN no es excepción. Esto se debe a que los sistemas hidroeléctricos presentan problemas especiales y son muy difíciles de analizar. Cada sistema importante requiere un modelo específico que reconozca sus particularidades. Afortunadamente, Perú cuenta con un modelo bien particularizado, i.e., PERSEO. Al inicio del proyecto, consideramos utilizar PERSEO o TOPS para realizar los estudios de simulación de la operación del parque de generación. TOPS (simulación de producción con orientación hacia la transmisión) es un modelo para la simulación de la operación de parques hidrotérmicos en conjunto con la red. TOPS se basa en un algoritmo único, propiedad intelectual de Siemens PTI, desarrollado hace una década por los Drs. Mario Pereira y Hyde Merrill. TOPS integra un modelo de la red con un programa de simulación de generación, y se basa en un método de convolución matemática muy eficiente que permite realizar análisis muy amplios. Durante el desarrollo del Estudio y una vez evaluadas las características del PERSEO y comparadas éstas con la de TOPS, concluimos que PERSEO es más adecuado que TOPS para realizar las corridas de simulación de despacho económico en el sistema Peruano. TOPS tiene ciertas ventajas técnicas, pero PERSEO es un modelo excelente con dos ventajas prácticas enormes. En primer lugar, el modelo es conocido y aceptado en el Perú. En segundo lugar, PERSEO quedará disponible en el Perú sin costo adicional para Osinerg para estudios subsiguientes al estudio actual.

Introducción


Modelo de Simulación del Comportamiento de Redes Eléctricas. Entendemos que el modelo más utilizado en el Perú para la simulación del comportamiento de redes eléctricas es el conocido como DigSILENT de DigSILENT GMBH. El Equipo Consultor no tiene ninguna familiaridad con este modelo, y por lo tanto no puede emitir comentarios en cuanto a la conveniencia de que éste sea utilizado como subrutina en el modelo de planificación a desarrollar. En nuestro caso, para los estudios de flujo de carga, cortocircuito, y estabilidad, incluyendo los análisis de contingencias, utilizamos el modelo PSS™E (“PSS E”) de nuestra propiedad. Hace más de 30 años que PSS E es el programa de software más avanzado del mundo para simular y analizar sistemas de transmisión. Siemens PTI usa este software en muchos estudios para numerosos clientes cada año. Además, lo mercadea a otras empresas consultoras y a empresas eléctricas bajo licencia en todo el mundo. En nuestra opinión, no existe un modelo mejor para estos propósitos, y no hay quienes sepan utilizarlo mejor que nosotros.

2.5 La Regulación y su Impacto en la Planificación de los Sistemas de Transmisión

La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), publicada originalmente en el Decreto Ley 25844 del 19 de Noviembre de 1992, es el instrumento legal de mayor nivel que regula al Sector Eléctrico Peruano. Desde su publicación, la LCE ha sido objeto de numerosas modificaciones, la última de ellas publicada en el Decreto Ley 28832 de fecha 23 de Julio del 2006, denominado “Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.” Siemens PTI ejecutó una revisión de la LCE (en conjunto con todas sus modificaciones) y otros instrumentos normativos asociados tales como el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Supremo Nº 009 93 EM y modificaciones asociadas) y la Norma Técnica de Calidad de los Servicios (Decreto Supremo Nº 020 97 EM y modificaciones asociadas), con el objeto de identificar aquellos aspectos relacionados con la planificación de los Sistemas de Transmisión y en particular con la definición de los criterios de planificación. La responsabilidad de elaborar la propuesta del Plan del Sistema de Transmisión en Perú fue asignada en la Ley 28832 (en su artículo 13) al Comité para la Operación Económica del Sistema (COES). El plan es aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. Osinerg, dentro del marco legal vigente, tiene un papel fundamental en el proceso de determinación y aprobación de los planes de transmisión. En primer lugar, la Osinerg puede emitir opinión en relación al Plan de Transmisión elaborado por COES, previo a la aprobación (o no) del mismo por parte del Ministerio de Energía y Minas. Como parte de la opinión a emitir, la Osinerg “deberá verificar que el estudio del COES haya cumplido con las políticas y criterios establecidos por el Ministerio.” Esto incluye criterios de tipo técnico y económico como los discutidos en este informe. En segundo lugar, en cuanto a política, criterios y metodología para la elaboración del Plan de Transmisión, dicha política para el desarrollo eficiente de la transmisión debe ser definida por el Ministerio. En este sentido, Osinerg “debe desarrollar los estudios para establecer los criterios y metodología de planificación a ser utilizados en la elaboración del Plan de Transmisión, los que incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear. Los criterios y metodología de planificación que resulten de los referidos estudios serán sometidos al Ministerio para su aprobación.”

Introducción


El presente Estudio debe servir como fundación importante al nuevo rol que la Osinerg asumirá como resultado de la nueva Ley 28832. El artículo 1 “Definiciones” de Ley 28832, cuando se refiere al Plan de Transmisión, establece lo siguiente: “Estudio Periódico aprobado por el Ministerio que identifica mediante un análisis centralizado los requerimientos de equipamiento de transmisión necesarios para mantener o mejor la calidad del servicio, fiabilidad, seguridad o economía del Sistema para un horizonte no mayor de 10 años”. Este primer lineamiento contenido en la Ley indica con claridad que el Plan de Transmisión a proponer debe buscar un justo equilibrio entre la calidad de servicio y la economía. En el artículo 42 de la Ley de Concesiones Eléctricas se establece que “Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector”. La adecuada planificación de un sistema de transmisión tiende a minimizar las restricciones en el despacho y la congestión promueve la eficiencia del sector permitiendo evitar desviaciones en los costos marginales del sistema. Igualmente a la hora de definir criterios para la planificación de la transmisión, es necesario tomar en cuenta los niveles de tolerancia en los niveles de voltaje, en la frecuencia y el número y duración de las interrupciones incluidas en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Como puede observarse, las referencias en la regulación a criterios de planificación son relativamente escasas y por lo general plantean aspectos de carácter general. Sin embargo, es importante destacar que los índices probabilísticos recomendados por Siemens PTI en este trabajo (y discutidos en detalle más adelante en el presente informe) se enmarcan dentro de las referencias seleccionadas dentro de las distintas regulaciones. El indicador Horas de Despacho no Económico (HDN) claramente sigue el principio de generar eficiencia económica reduciendo la restricciones y congestión el sistema de transmisión. El indicador MWh de Flujos Interrumpidos (MFI) toma en cuenta la calidad del servicio sin dejar de lado el propósito de que la generación se despache sin ninguna restricción impuesta por la red de transmisión. Las Normas Técnicas de Calidad establecen penalidades importantes a las Empresas de Transmisión, las cuales pueden alcanzar hasta el 10% de sus ingresos anuales lo cual representa un elemento adicional que ratifica la conveniencia de los criterios recomendados.

Introducción


Página en Blanco.

Sistema Eléctrico Peruano


Sección

3 Sistema Eléctrico Peruano

3.1 Introducción En las últimas cinco décadas – aproximadamente - el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) Peruano creció progresivamente estableciéndose varios sistemas aislados, muchos de ellos con influencia de diferentes corrientes y normas, como las Norteamericana y Europea. Más recientemente, el sistema eléctrico ha experimentado cambios importantes debido a la entrada en operación de líneas, así como interconexiones con sistemas aislados y la formación de anillos en niveles de 50 kV, 60 kV, 138 kV y 220 kV.

En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas, cuyo principal objetivo era promover la competencia y las inversiones privadas en el sector y propiciar el mejoramiento del servicio de energía eléctrica en el país dando un cambio al concepto de operación, abriendo paso a un mercado eléctrico y a la creación del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), el cual es responsable de la operación del SEIN. La importancia de la Ley de Concesiones radicó en el hecho de que las actividades eléctrica fueran separadas en tres sub-sectores: generación, transmisión y distribución y que pudieran ser desarrolladas y operadas por empresas privadas. Así mismo, esta ley permitió definir un nuevo esquema tarifario para el desarrollo de estas actividades. En 1994 se inicia la privatización del sector con la venta de las empresas de distribución de Lima, continuando en 1995 y 1996 con la venta de las empresas generadoras.

En 1997 continuaron los cambios, con la promulgación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), el cual establece estándares mínimos a los principales parámetros eléctricos y tolerancias permisibles, así como también, señala las compensaciones económicas en que se incurre al transgredir dichas tolerancias.

3.2 Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Peruano El sector eléctrico peruano está conformado por las siguientes entidades: el MINEM, (Ministerio de Energía y Minas) como organismo rector, el Organismo Regulador (Osinerg), el COES-SINAC y las empresas eléctricas. Como organismo rector, el MINEM define las políticas energéticas del país y otorga las concesiones para la explotación de las diferentes etapas del negocio eléctrico.

Osinerg, por su parte, está encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas de las actividades que se desarrollan en los sub-sectores de electricidad e hidrocarburos. En tanto el COES-SINAC es un organismo técnico que coordina



la operación económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, agrupando a las empresas eléctricas de generación y distribución.

Los principales dispositivos que regulan el sector eléctrico peruano son:

1. Ley de Concesiones Eléctricas.

2. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

3. Norma Técnica para la Coordinación de la Operación de los Sistemas Interconectados.

4. Marco general regulatorio el sub-sector electricidad.

3.3 Características del Sistema Eléctrico Peruano En el Perú existen dos sistemas interconectados: el Centro-Norte (SICN), que abarca todas las zonas costeras ubicadas entre Marcona y Tumbes, así como la zona central ubicada entre Ayacucho y Tingo María; y el Sistema Interconectado Sur (Sisur), que cubre la zona comprendida entre los poblados de Chahuares y Quillabamba, en el Cusco, por el norte, y Puno, por el sur, así como la zona costera que se extiende desde Arequipa hasta Tacna.

En adición a los sistemas interconectados en el norte y sur del país, existen algunos sistemas aislados que se ubican en la región amazónica. Estos consisten en pequeños generadores térmicos que sirven a regiones como Loreto y Ucayali –administrados por Electro Oriente, Electro Ucayali y Atocongo–. Estas instalaciones constituyen un pequeño porcentaje de la capacidad instalada nacional.

El SEIN abarca 20 departamentos y más del 90% de la demanda de energía. Cuenta, además, con aproximadamente 14.900 km de líneas de transmisión4: de las cuales aproximadamente 2.500 pertenecen al sistema principal y el resto, al sistema secundario. Las empresas que poseen instalaciones que forman parte del sistema de transmisión principal, tienen la obligación de conformar el Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

En el año 2005, la producción nacional o energía eléctrica total bruta generada fue de 25.510 GWh, de los cuales 23.811 GWh (93%) correspondieron al mercado eléctrico y 1.699 GWh (7%) al segmento de uso propio. En el año 2006 se estima un crecimiento de producción cercano al 8% con relación al año anterior, alcanzando una cifra aproximada de 25.650 GWh5 (ver Figura 3.1). La demanda máxima en 2006 se ubicó en 3.580 MW (ver Figura 3.2), mientras que la capacidad instalada a comienzos de 2006 se ubicaba en el orden de los 6.200 MW (52% hidráulica y el resto térmica)6, con aproximadamente 4 millones de clientes para un coeficiente de electrificación nacional por encima del 78% y pérdidas totales en el orden del 11%.

4 Información disponible del MINEM a comienzos de 2006. 5 Estimado propio del Equipo Consultor, basado en la producción acumulada entre Enero y Noviembre de 2006, y con base a cifras disponibles publicadas por el MINEM. 6 La producción bruta, sin embargo, se reparte típicamente en un 70% hidráulica y el 30% térmica.



Figura 3.1

Figura 3.2

3.3.1 Sector Generación Actualmente, en el COES participan quince empresas generadoras (ver Tabla 3.1), entre las cuales destaca Electroperú, con una capacidad instalada de más de 1.000 MW, representando el 16% de la capacidad total nacional y produciendo por encima del 25% de la energía eléctrica anual. La Central Térmica Ventanilla es la de mayor capacidad instalada (340 MW), representando aproximadamente el 5% de la capacidad total nacional.



Tabla 3.1 Empresas Integrantes del COES SINAC - Año 2006

Nombre Sigla Abreviatura Asociación

Eléctrica Santa Rosa S.A.C. SANTA ROSA SANTA ROSA NO

Duke Energy Internacional EGENOR S.A. DEI Egenor S.A. EGENOR NO

Empresa de Electricidad de los Andes S.A. ELECTROANDES S.A. ELECTROANDES NO

Empresa de Electricidad del Perú S.A. Electroperú S.A. ELECTROPERÚ NO

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. EGASA EGASA NO

Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. EGESUR EGESUR NO

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. EGEMSA EGEMSA NO

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. San Gabán SAN GABÁN NO

Empresa Eléctrica de Piura S.A. EEPSA EEPSA NO

Energía del Sur S.A. ENERSUR ENERSUR NO

Shougang Generación Eléctrica S.A.A. SHOUGESA Perú SHOUGESA NO

Sociedad Minera Corona S.A. CORONA CORONA NO

Termoselva S.R.L. TERMOSELVA TERMOSELVA NO

Empresa de Generación Eléctrica de Lima S.A.A. EDEGEL S.A.A. EDEGEL Asociación Edegel-Etevensa

Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A. CAHUA S.A. CAHUA Asociación Cahua - Energía Pacasmayo (Cahua-EP)

El parque de generación eléctrica a comienzos de 2006 estaba compuesto por 401 centrales eléctricas distribuidas en el mercado eléctrico (61%) y uso propio (39%), de las cuales 161 son hidroeléctricas y 240 térmicas. Del total de centrales hidroeléctricas, el 80% generan para el mercado y el 20% lo hacen para uso propio. En caso de las centrales térmicas, el 49% generan para el mercado eléctrico y 51% para uso propio. Según el tipo de servicio, 5.221 MW corresponden al mercado eléctrico (84%) y 980 MW (16%) al segmento uso propio.

La capacidad instalada del SEIN alcanzó los 5.193 MW (59% hidráulico y 41% térmico) y la capacidad instalada de los sistemas aislados fue de 1.007 MW, lo que representó el 85 % y 15 % de la capacidad instalada total del país, respectivamente.

Las centrales hidroeléctricas que conforman el parque generador a nivel nacional, acumularon una potencia instalada de 3.207 MW a comienzos del año 2006, que representa el 52% del total, y entre ellas, la central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo es la de



mayor capacidad instalada con 798 MW. Las empresas más representativas respecto a la capacidad instalada hidroeléctrica del mercado eléctrico son Electroperú y EDEGEL.

Las centrales termoeléctricas que conforman el sistema de generación del país tuvieron una capacidad instalada a comienzos del año 2006 de 2.993 MW, y representó el 48% del total. Entre las centrales más representativas se encuentran Ventanilla (340 MW), Santa Rosa (281 MW) e Ilo 1 (269 MW).

Entre las empresas del mercado eléctrico que disponen de una mayor cantidad de centrales aisladas están Electro Oriente con 48 centrales (12% son hidroeléctricas y 88% térmicas); Electronorte con 24 centrales (50% son hidroeléctricas y 50% térmicas); y Electrocentro con 19 centrales (84% son hidroeléctricas y 16% térmicas).

Entre los últimos ingresos de nuevas centrales destaca la Central Hidroeléctrica Yuncán de 133.5 MW. Por otro lado, entre los últimos retiros de algunos grupos eléctricos que operaban para el Mercado Eléctrico, destacan las centrales térmicas Piura, Pachachaca y Verdún, los cuales suman un total de 33MW.

3.3.2 Sector Transmisión Actualmente, en el COES participan seis empresas concesionarias de transmisión. En el Perú la actividad de transmisión está compuesta por los sistemas de alta y muy alta tensión, necesarios para transmitir la energía eléctrica de los centros de generación a los centros de consumo. La transmisión de energía eléctrica se efectúa a través del SEIN y los Sistemas Aislados, con una longitud total a comienzos de 2006 de 15.273 km de líneas de transmisión principal y secundaria, con diversos niveles de tensión superiores a 30 kV. La Figura 3.3 muestra el mapa con las líneas de transmisión existentes a comienzos de 2006.



Figura 3.3 Mapa del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional



A comienzos de 2006, el SEIN tenía registradas 14.891 km de líneas de transmisión (principales 17% y secundarias 83%), que transportan energía eléctrica para el Norte, Centro y Sur del país. Los sistemas aislados cuentan con 382 km de líneas de transmisión.

Las empresas concesionarias que desarrollan como su actividad principal la transmisión eléctrica, son: (i) Red de Energía del Perú S.A. – REP, que dispone de 4.342 km (28%); (ii) Consorcio Energético Huancavelica, (iii) Consorcio Transmantaro, (iv) Eteselva, (v) Interconexión Eléctrica ISA Perú y (vi) Red Eléctrica del Sur; que operan líneas con una longitud total agregada de 2.048 km (14% del total), de acuerdo con la Tabla 3.2.

Tabla 3.2 Longitud de Líneas de Transmisión por Empresas (en km)

Tensión (kV) Total Nombre de la Empresa 220 138 60-69 ≤50 km

Consorcio Energético Huancavelica 137 96 233 Consorcio Transmantaro 603 603 ETESELVA 392 392 Interconexión Eléctrica ISA Perú 262 131 393 Red de Energía del Perú (REPSA) 3.074 1.238 30 4.342 Red Eléctrica del Sur 428 428 Otros 719 2.067 4.552 1.545 8.883

TOTAL (km) 5.615 3.436 4.678 1.545 15.274

Una vez se decidió unir los sistemas interconectados Centro Norte y Sur (SICN y SISUR) para formar el actual Sistema Interconectado Eléctrico Nacional (SEIN), se hizo entrega en concesión de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya en 1998. La concesión fue adjudicada al Consorcio Transmantaro S.A., cuyo operador estratégico es Hydro Québec, de Canadá.

Un año después, el Estado convocó a concurso público internacional para el reforzamiento de los sistemas eléctricos de transmisión del Sur. El proyecto fue adjudicado al consorcio Red Eléctrica de España S.A. Ambos proyectos se realizaron bajo el esquema BOOT. La línea de transmisión Mantaro-Socabaya inició su operación comercial en octubre del año 2000.

3.3.3 Sector Distribución En el Perú la actividad de distribución está compuesta por los sistemas de media y baja tensión, necesarios para distribuir la energía comprada a las empresas generadoras desde el mercado mayorista hacia los usuarios finales. En el SEIN existen veintidós empresas distribuidoras (ver Tabla 3.3), las cuales abastecen más de 4 millones de clientes finales.



Tabla 3.3 Empresas Distribuidoras en el Perú

En el sistema eléctrico peruano el consumidor final puede ser un cliente libre o un cliente regulado, dependiendo del nivel de su demanda. En el caso de los clientes libres, éstos pueden contratar libremente al suministrador de su energía, sea un generador o un distribuidor o, alternativamente, instalar su propia unidad de generación. Para comienzos de 2006 el número de clientes libres (tanto de generadoras como de distribuidoras) era de 164, contra más de 4 millones de clientes regulados. Sin embargo, las ventas de energía por empresa representan en el mercado libre un 46% mientras que en el regulado es 54%.

En el año 2006, se estima7 que la energía eléctrica comercializada alcance los 22.200 GWh habiendo sido entregada por 22 empresas distribuidoras (62%) y 17 empresas generadoras (38%). Dichas ventas representarían un aumento de cerca del 8% respecto del año 2005 (ver Figura 3.4).

7 Estimación propia del equipo Consultor, basada en la información disponible del MINEM entre Enero y Noviembre de 2006.



Figura 3.4

Aproximadamente el 98% de las ventas de energía se corresponden con el SEIN y el restante 2% con el Sistema Aislado. Por otro lado, la Figura 3.5.muestra el porcentaje típico de venta de energía eléctrica por tipo de cliente.

Figura 3.5 Estructura de Venta de Energía Eléctrica por Tipo de Cliente

3.4 Estructura del Sector: Mercados Eléctricos En la actualidad, en el Sector Eléctrico Peruano se realizan transacciones a distintos niveles, según el tipo de usuarios al que se dirigen y según la potencia requerida, es así que de acuerdo a lo dispuesto La Ley de Concesiones Eléctricas, LCE, N° 25844, las transacciones en el mercado eléctrico se dan a través de los siguientes mercados:



3.4.1 Mercado de Servicio Público o Mercado Regulado Destinado actualmente a clientes con consumos menores a 1 MW, cuya energía es abastecida por las empresas distribuidoras, los precios máximos son fijados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg).

3.4.2 Mercado Libre Para las transacciones entre clientes mayores, definidos como aquellos con demandas superiores a 1 MW, y las empresas suministradoras de electricidad que puedan ser generadoras o distribuidoras. El precio, volumen y condiciones a transar son libres y sin intervención del Estado.

3.4.3 Mercado Inter Generadores: El Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

En teoría, el COES-SINAC es un organismo técnico, conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión cuyas instalaciones se encuentran interconectadas en el Sistema Nacional, con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Entre las labores del COES que afectan a los usuarios están, la preparación de informes técnicos de determinación de precios de potencia y tarifas en barra, estudios que posteriormente servirán de base para el establecimiento de los precios por parte del generador.


Sección

4 Revisión y Definición de Criterios de Planificación

4.1 Introducción Esta sección contiene los resultados de la revisión por parte del Grupo Consultor de los criterios de planificación contenidos en el Estudio Previo8. Asimismo, y sobre esta base, hemos identificado “…otros criterios que […] sean necesarios considerar en el modelo computacional a desarrollarse, de tal forma que el mismo cubra los objetivos económico sociales y de seguridad de la transmisión, en concordancia con la normativa vigente para el sector eléctrico peruano,” tal como se especifica en los Términos de Referencia del Estudio.

Esta tarea es evidentemente de gran importancia para este Estudio (en nuestra opinión es una de las tareas más importantes), por diversas razones, incluyendo las siguientes:

1. En primer lugar, los criterios de planificación son la base del proceso de expansión de las redes, y los planes finalmente adoptados (y por supuesto los costos asociados con dichos planes) son un reflejo y una consecuencia directa de los mismos. La congestión de las redes - y los costos de congestión - son igualmente un reflejo directo de los criterios adoptados.

2. Como se discute en la Sección 2 de este informe, dentro del marco legal vigente, Osinerg jugará un papel fundamental en el proceso de determinación y aprobación de los planes de transmisión. En primer lugar, la Osinerg puede emitir opinión en relación al Plan de Transmisión elaborado por COES, previo a la aprobación (o no) del mismo por parte del Ministerio de Energía y Minas. Como parte de la opinión a emitir, la Osinerg “deberá verificar que el estudio del COES haya cumplido con las políticas y criterios establecidos por el Ministerio.” Esto incluye criterios de tipo técnico y económico como los discutidos en este informe. En segundo lugar, en cuanto a política, criterios y metodología para la elaboración del Plan de Transmisión, dicha política para el desarrollo eficiente de la transmisión debe ser definida por el Ministerio. En este sentido, Osinerg “debe desarrollar los estudios para establecer los criterios y metodología de planificación a ser utilizados en la elaboración del Plan de Transmisión, los que incluirán, como mínimo, la calidad de servicio, el nivel de desempeño, los horizontes de planificación y los modelos a emplear. Los criterios y metodología de planificación que resulten de los referidos estudios serán sometidos al Ministerio para su aprobación.”

8 Estudio titulado “Criterios para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión” por O.

Bertoldo y R. Gómez, llevado a cabo por el Osinerg en el año 2003.

Revisión y Definición de Criterios de Planificación


A continuación presentamos los criterios propuestos para planificar el sistema de transmisión en el Perú. Asimismo, presentamos los métodos utilizados para el desarrollo de los elementos probabilísticos (y algunos de los determinísticos) de dichos criterios. Esta presentación de los criterios propuestos y su desarrollo está precedida por una exposición de algunos conceptos aparentemente básicos – pero fundamentales – relacionados con el tema del establecimiento de criterios de planificación en sistemas eléctricos de potencia.

Finalmente, queremos destacar que los criterios propuestos no deben ser asumidos como estáticos, y que por el contrario, se recomienda que los mismos sean revisados y ajustados conforme a la evolución y las necesidades del sistema eléctrico del Perú en el futuro.

4.2 Preámbulo Los sistemas eléctricos de potencia (incluyendo sus componentes de generación, transmisión, distribución, y demanda) constan de tres elementos fundamentales:

1. Los activos eléctricos propiamente dichos (generadores, líneas, transformadores, torres, conductores, etc.)

2. Los equipos y subsistemas de control (interruptores, computadores, etc.)

3. Las prácticas y políticas (incluyendo criterios de planificación, operación, etc.)

Estos elementos se afectan entre sí. Por ejemplo, los activos eléctricos finalmente instalados son una función directa de las prácticas y políticas adoptadas. Similarmente, los equipos y sistemas de control presentes en el sistema son un reflejo del desempeño esperado del mismo (y de consideraciones de seguridad de la operación), lo cual de nuevo es una función de las prácticas y políticas en juego.

Ningún sistema puede funcionar de manera apropiada en ausencia de estos tres elementos, o si éstos no se encuentran en mutuo equilibrio. Es precisamente por este motivo que es tan importante establecer criterios de planificación que reflejen de manera acertada los diversos objetivos técnicos, económicos, e institucionales asociados con los sistemas de transmisión de energía eléctrica. Además, y de manera práctica, los criterios de planificación deberían perseguir los siguientes propósitos:

1. Guiar a los planificadores para que todos sigan, en la medida que sea posible y conveniente, un desarrollo estándar en todas las zonas o regiones del mismo sistema;

2. Minimizar el trabajo requerido para planificar el sistema;

3. Asegurar que el desarrollo del sistema se ajuste a los recursos y necesidades del país y de sus regiones, según las políticas nacionales; y

4. Facilitar la retroalimentación entre la planificación y la operación del sistema en tiempo real (otro juego de prácticas y políticas).

Es posible interpretar los criterios de planificación de diversas maneras. Una de éstas (i.e., la manera tradicional) visualiza los criterios de planificación como los requerimientos técnicos mínimos de desempeño de las redes, dado el crecimiento anticipado (pero incierto) de la



generación y la demanda. Esta manera de visualizar los criterios asume que los mismos son en realidad restricciones del proceso de planificación. Como tal, los criterios tienden a ser muy rígidos (y exigentes). Otra manera de interpretar los criterios de planificación (asumida por muchos en la industria eléctrica) es que al adoptar éstos y determinar planes de mínimo costo, se logra un equilibrio entre los objetivos del proceso de planificación. Esto trata de simular, al menos en parte, el proceso de toma de decisión que un planificador racional implementaría para determinar los refuerzos de transmisión requeridos por el sistema para satisfacer el crecimiento anticipado de la generación y la demanda (es decir, son un “proxy” de la manera como el planificador decide.) Esta interpretación permite entender un poco la razón por la cual criterios como el “n-1” han sido adoptados casi universalmente. Más abajo elaboramos un poco más en este sentido.

4.3 Criterios: El Concepto de Equilibrio El proceso de planificación de sistemas de transmisión de energía eléctrica involucra alcanzar compromisos (o lograr un equilibrio) entre diversos objetivos los cuales frecuentemente se encuentran en conflicto. Ejemplos de estos objetivos son el minimizar costos y maximizar beneficios.

La Figura 4.1 ilustra el tema del equilibrio (o compromiso). Es importante destacar que la intención de dicha figura es exclusivamente ilustrativa y por lo tanto no se pretende con ella sugerir que la confiabilidad (y/o la calidad del servicio proporcionado por un sistema) pueda expresarse en los mismos términos (e.g., monetarios) que los costos de inversión. De hecho, hay muchos modelos o maneras de medir la confiabilidad y la calidad del servicio de un sistema. Entre éstos podemos destacar los siguientes:

• Criterio “n-1,” el cual, en términos generales establece que el sistema debe ser capaz que soportar en cualquier momento la pérdida no programada de uno de sus elementos. Estos criterios son de tipo “determinístico”: el sistema debe soportar la contingencia más severa, aún si ésta ocurre en el momento más desfavorable. Es obvio que dichos criterios son bastante rígidos y exigentes.

• Criterios probabilísticos, tales como horas (esperadas) de despacho no-económico a causa del sistema transmisión.

• Otros criterios, por ejemplo, límites en la tensión en barras9, etc.

9 Estos elementos de los criterios muchas veces se consideran restricciones de calidad en lugar de

criterios de confiabilidad per se.



Confiabilidad(R)

Costo de Inversión (C)

Confiabilidad(R)

Costo de Inversión (C) Fuente: Lalit Kumar Goel, McGraw-Hill Encycl. of Science & Tech, 2007.

Figura 4.1. Cada Incremento en la Confiabilidad Cuesta más que el Anterior. ¿Cuál es el Punto de “Equilibrio” entre el Costo y la Confiabilidad?

Cada una de estas maneras de medir la confiabilidad y la calidad del sistema implica otro eje en una generalización de la Figura 4.1.

Por otro lado, mejorar la confiabilidad y calidad implica costos que no son sólo costos de inversión. Por ejemplo, construir más transmisión tiene un impacto ambiental, el cual no se puede medir en términos monetarios. Cada uno de estos costos también implica otro eje en la generalización de la Figura 4.1.

Todos estos ejes representan los atributos del sistema – podemos pensar en costos y beneficios. Matemáticamente dichos costos y beneficios no son realmente distinguibles. La diferencia es que hay que minimizar los costos y maximizar los beneficios. La Figura 4.1 representa la situación con sólo dos ejes o dimensiones.

Tratar de dibujar o imaginar una figura en más de tres dimensiones o atributos, resulta imposible (aun cuando podríamos imaginar tal figura). En este sentido, la ventaja de las herramientas matemáticas es que funcionan en cualquier número de dimensiones. Esto quiere decir que podemos analizar cualquier número de atributos y costos a la vez, con la posibilidad de siempre respaldarnos conceptualmente en la Figura 4.1.

Ahora bien, y regresando al tema de definir criterios, es importante destacar que los mismos no deben ser arbitrarios (e.g., sin un estudio de impacto que los avale.) Tampoco deberían ser copia de los utilizados en otro país cuyo desarrollo, necesidades, y recursos pueden apartarse mucho de los del Perú. De hecho, aún cuando se mida la confiabilidad y los costos de manera parecida, la Figura 4.1 será diferente de un país a otro. Por ejemplo, en Japón el derecho de paso para una línea será seguramente mucho más costoso que en Perú. La mejora en confiabilidad o calidad que otorga una línea nueva dependerá mucho del sistema en el cual la línea esté ubicada. Para determinar criterios hay que empezar con la Figura 4.1, o con su generalización multi-dimensional, que representa la situación específica del Perú.



La característica fundamental de la Figura 4.1 es que cada aumento en confiabilidad o calidad cuesta más que el anterior o, lo que es lo mismo, hay una saturación. El codo de la curva es la región donde aumentos en confiabilidad o calidad empiezan a ser muy costosos, por lo que resulta imprescindible identificar esta región. También puede haber un límite firme en la inversión eléctrica del país, reconociendo que hay otros sectores que necesitan desarrollo y que los fondos disponibles no son infinitos.

Entonces, para resumir, los criterios deben representar el espacio de solución deseable en una superficie multidimensional cuyos ejes representan los diversos costos y medidas de confiabilidad y calidad. Esta superficie es la generalización multi-dimensional de la curva de la Figura 4.1.

Este espacio de solución deseable puede ser el “codo” de la curva de equilibrio, en caso de existir dicho codo. El codo es el lugar donde el costo incremental de confiabilidad aumenta repentinamente. El espacio de solución deseable puede también ser definido por límites prácticos de fondos disponibles para inversión.

Finalmente quisiéramos destacar que a pesar de que el determinar el codo de la curva de equilibrio para cada sistema de transmisión es absolutamente imprescindible, la práctica común en la industria eléctrica no refleja esta necesidad imperativa. De hecho, la norma en este sentido es adoptar el criterio n-1 y expandir el sistema de transmisión para satisfacer este criterio al mínimo costo. El concepto detrás de esta práctica es que al hacer esto, los atributos del proceso de planificación “deben estar en equilibrio.” No dudamos que éste sea probablemente el caso para algunos sistemas, lo cual permite entender la razón por la cual el criterio n-1 ha sido adoptado casi universalmente. Sin embargo, insistimos que no hay manera cierta de garantizar que hay equilibrio sin determinar con precisión el codo de la curva (o de la superficie, para ser más precisos) para cada sistema en particular.

4.4 Revisión de Criterios Recomendados Previamente El Estudio Previo10 identifica un conjunto de criterios de confiabilidad y de calidad tanto determinísticos como probabilísticos. Los criterios determinísticos más importantes se muestran en la Tabla 4.1. A continuación daremos nuestra opinión sobre éstos.

10 Denominado “Criterios para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión”, y llevado a cabo por el Osinerg en el año 2003.



Tabla 4.1

CRITERIOS RECOMENDADOS POR EL ESTUDIO PREVIO

Criterio Valor Recomendado 1 Tensión - Normal 0.95 – 1.05 p.u. 2 Tensión - Emergencia 0.90 – 1.10 p.u. (220 kV)

0.90 – 1.05 p.u. (< 138 kV) 3 Frecuencia - Normal 59.64 – 60.36 Hz (+ 0.6%) 4 Frecuencia – Luego de Falla 59.0 – 61.0 Hz 5 Sobrecarga en n-1 (Líneas) 1.2 p.u. (20 minutos) 6 Sobrecarga en n-1 (Transformadores) 1.3 p.u. (tiempo = f(refrigeración)) 7 Factor de Potencia Barras EHV > 0.9 8 Falla Monofásica. Secuencia:

Apertura Recierre no Exitoso Apertura Definitiva Trifásica

100 ms

300-500 ms

9 Límites de Transferencia/Ángulo entre Áreas

Lineamientos propuestos. Valores específicos no definidos

10 Márgenes de Potencia Reactiva por Área Lineamientos propuestos. Valores específicos no definidos

11 Márgenes de Reserva Activa por Área Lineamientos propuestos. Valores específicos no definidos

Los criterios y valores que se recomiendan en la Tabla 4.1 en el caso de la tensión son generalmente razonables y reflejan en gran medida los valores típicos utilizados a nivel internacional. Obviamente, cuando los límites son más ajustados, la calidad del servicio es mejor, y, por lo general, la inversión requerida es mayor.

Por otro lado, en nuestra opinión, los criterios de planificación no deben permitir ninguna sobrecarga en líneas o transformadores. Lo que si reconocemos es que los límites térmicos cuando son calculados de la manera tradicional11, son generalmente muy conservadores. Es decir, en general, los límites térmicos son calculados para una temperatura del conductor de 80ºC, 40ºC de temperatura ambiente, 0 m/s de viento, sol en la posición vertical (máxima radiación recibida por el conductor) y azimut coincidente. Los conductores tienen una inercia térmica considerable, y casi siempre los niveles de transporte máximos ocurren a la hora pico cuando el efecto del calentamiento del sol es limitado. Además, vientos de hasta 2 m/s no son registrados por los anemómetros más comunes pero son suficientes para enfriar los conductores. Nuestra sugerencia es que estos valores se afinen para las líneas más vitales del sistema, mediante la conducción de análisis de ampacidad vs. temperatura del conductor.

Asimismo, notamos que el criterio de falla monofásica, apertura, recierre no exitoso entre 300 y 500 ms, y apertura trifásica es, para determinados sistemas o regiones de un sistema, más severo que la falla trifásica recomendada por NERC (ver Apéndice A). 11 Basamos este comentario en nuestra experiencia con el cálculo de límites térmicos en líneas de

transmisión en países de América del Sur.



Finalmente, en nuestra opinión, algunos de los otros criterios recomendados en la Tabla 4.1 se asocian generalmente con operación, no planificación. Ejemplos de éstos son los criterios recomendados en cuanto a límites de transferencia/ángulo entre áreas. Criterios como éstos señalarían deficiencias en el sistema de transmisión. Similarmente, la necesidad de establecer márgenes de potencia reactiva y de reserva activa por área también indica debilidades en el sistema de transmisión. Esto puede afectar los límites de transferencia12.

Criterios Probabilísticos. El Estudio Previo recomienda el criterio probabilístico EENS (de sus siglas en Inglés Expected Energy Not-Served), o valor esperado de energía no abastecida. Asimismo, el Estudio Previo sugiere que el valor del criterio sea EENS ≤ 10-4 en p.u. del sistema Peruano y que el mismo sea utilizado para la planificación del sistema de transmisión.

En nuestra opinión, este criterio no es apropiado para planificar sistemas de transmisión hoy en día. El mismo se desarrolló para planificación integrada de sistemas de generación-transmisión en el contexto de empresas verticalmente integradas, el cual no es actualmente el caso en el Perú.

Un problema con este criterio es que ignora el despacho no-económico. Por ejemplo, supongamos que la red de transmisión siempre impone restricciones al despacho. Pero supongamos que con re-despacho nunca tengamos que cortar carga. En este caso EENS medirá solo las salidas forzadas de generación. Si hay suficientes fuentes de generación, EENS < 10-4, y el criterio dirá, “La red es adecuada” – ¡a pesar de que la red siempre obliga a que el despacho sea no-económico!

Otro problema con EENS es que da una señal confusa. Por ejemplo, supongamos que EENS > 10-4. ¿Significa esto que es necesario reforzar la red? ¡Es imposible determinarlo! Puede ser que la red sea perfecta, pero que haya déficit de generación. En este caso el valor de EENS no se mejorará con refuerzos de transmisión, ¡independientemente de la cantidad de refuerzos que se implementen! Más aún, cuando la red es imperfecta, puede ser que la solución más económica sea aumentar las reservas o la confiabilidad de las centrales en lugar de reforzar la red. EENS no nos da ninguna indicación en este respecto.

En una sección posterior, recomendamos criterios probabilísticos aplicables al caso del Perú, los cuales no sufren de las debilidades que hemos discutido en el caso de EENS.

4.5 Determinación de Superficies de Equilibrio Como se destacó en la Sección 4.3, el determinar las superficies de equilibrio para cada sistema de transmisión en particular es absolutamente imprescindible. En esta sección ilustramos el desarrollo de la superficie de equilibrio para el sistema peruano, considerando costos de inversión y criterios de confiabilidad. Destacamos que existen tres casos especiales en el Perú en cuanto a confiabilidad del suministro eléctrico. Cada uno de éstos está sujeto a una interpretación distinta del criterio n-1. Asimismo, quisiéramos destacar que en este informe hacemos distinción entre dos criterios del tipo n-1:

12 El efecto en los límites de transferencia, en el ámbito de planificación, está incorporado en los

índices probabilísticos HDN y MFI discutidos más adelante en esta sección.



Asimismo, quisiéramos destacar que el criterio n-1 aparenta ser mucho más sencillo de lo que realmente es. El mismo parece especificar que el sistema debe planificarse para que sea capaz de soportar la pérdida súbita e inesperada de cualquier elemento del sistema (uno a la vez). En realidad, ningún sistema se diseña así. Los criterios siempre contienen una frase tal como “. . . para que el sistema pueda ser operado de tal manera que sea capaz de soportar las siguientes contingencias: . . .”13 Siempre existen límites y prácticas que los operadores tendrán que seguir/respetar para que el sistema sea capaz de soportar determinadas contingencias. Asimismo, siempre existen contingencias simples que no se encuentran en el grupo base, las cuales si ocurren podrían provocar una pérdida total del sistema.

En los países industrializados, toda la demanda y toda la generación están ligadas al sistema interconectado nacional (salvo porcentajes muy pequeños asociados con sitios muy remotos). La gran mayoría de los sistemas principales están mallados. Entonces el criterio n-1 tiene por objetivo mantener un nivel de confiabilidad alto en un sistema fundamentalmente redundante.

En este sentido, el sistema peruano es un poco diferente y puede dividirse en tres categorías. A cada una le corresponde una interpretación distinta del criterio n-1:

1. Lima y sus alrededores, más otras localidades con demanda industrial que requieren de un alto nivel de confiabilidad. Aquí, el criterio n-1 recomendado se asemeja al criterio de NERC14.

2. El resto del SEIN, con características radiales. Salvo donde hay suficiente generación local, se recomienda que estas regiones se suplan con servicio a nivel n-0 (en adelante, esto significa que salidas de un sólo elemento del sistema podrían ocasionar cortes de suministro.) Para estas regiones, el criterio n-1 tiene que ver fundamentalmente con ofrecer una segunda fuente o alternativa de alimentación. Desde la perspectiva de planificación, éste es el problema conceptual más difícil, tanto desde un punto de vista técnico como económico.

13 En el Apéndice 1 se incluye un ejemplo de esto, el cual proviene del NERC (North American Electric

Reliability Corporation) de los EEUU y Canadá. Se puede notar de ese documento que los criterios tal como se especifican dejan bastante lugar para interpretación y adaptación según las necesidades regionales. De hecho, a pesar de que el NERC tiene ámbito nacional (y multinacional), no todos los países (ni aún regiones dentro del mismo país) gozan del mismo nivel de confiabilidad. Obviamente New York y Washington tienen confiabilidad más alta que South Dakota. Asimismo, hay zonas industriales que requieren (y recben) energía de altísima confiabilidad.

14 El NERC es un organismo del sector eléctrico norteamericano. El mismo formula criterios y se ocupa de diversas materias relacionadas con la confiabilidad y otros asuntos eléctricos a nivel regional, nacional, y multinacional.

El primer tipo de criterio prescribe que el sistema debe ser operado de forma tal que pueda soportar en cualquier momento la pérdida no programada de uno de sus elementos. Criterios tales como el recomendado por NERC son de este tipo. Reconocimos este criterio en los estudios que hicimos para calcular la capacidad de transferencia en la Sección 9. El segundo tipo de criterio n-1 es el que diseñamos específicamente para la planificación de la transmisión en el Perú. Este criterio mide los MW de demanda y generación que tienen más de una interconexión (i.e., más de un acceso) al SEIN. Esa generación y demanda podrán soportar una contingencia sin necesidad de cortar carga, pero siempre y cuando el sistema se opere conforme al primer tipo de criterio n-1.



3. Zonas no conectadas al SEIN. Para estas regiones, antes de pensar en servicio con criterio n-1, es preciso proveer servicio radial, a nivel n-0.

Cada uno de estos casos se desarrolla a continuación.

4.5.1 Criterio N-1 en el SEIN Radial En el SEIN hay proyectos recientes que suministraron una segunda conexión entre ese sistema y centrales o centros de demanda, logrando así un servicio a nivel n-1. La Tabla 4.2 muestra seis de éstos.

Tabla 4.2

SEIS PROYECTOS RECIENTES Y DOS OPCIONES FUTURAS PARA EXTENDER SERVICIO A NIVEL N-1

CostoProyecto 220 kV 138 kV Capital ($000)

Paramonga-Aguaytía 392 40,316$ Aguaytía-Pucallpa 131 11,846$ Vizcarra-Pachachaca 263 35,451$ Mantaro-Socabaya 1220 207,617$ Moquegua-Los Heroes 124 13,526$ Moquegua-Puno 197 23,334$ Cajamarca-Moyobamba y Tocache-Bellavista 263 149 46,093$ Marcona-Socabaya 400 61,388$

km

Costos: Osinerg. Costos reales, incluyendo bahías, transformadores, etc., en US$ de 2005.

Por otro lado, en el sistema aún existen centrales o centros de demanda con una única conexión a nivel troncal con el sistema interconectado. La Tabla 4.2 identifica dos opciones de transmisión para extender el alcance de servicio de estas regiones al nivel n-1. Éstas incluyen Cajamarca-Moyobamba (y Tocache-Bellavista) y Marcona-Socabaya.

La Tabla 4.3 indica los MW de demanda pico y de capacidad de centrales con nivel n-1 de servicio debido a cada proyecto u opción15.

15 Ciertos nodos – Tocache, por ejemplo – no recibirán servicio a nivel n-1, pero verán acortada la

distancia del vinculo a nivel n-0 con el sistema. En estos casos se dio crédito parcial. Pucallpa no tiene servicio n-1, pero se consideró que sí, porque la generación local casi equivale a la demanda, y la central y la línea se respaldan mutuamente. Al vínculo Mantaro-Socabaya se dio un crédito de la capacidad límite de la interconexión, para reconocer que la interconexión con el sistema sur tenía beneficio en cuanto al criterio n-1. Los detalles se encuentran en el Apéndice E.



Tabla 4.3

DEMANDA Y GENERACIÓN (MW) QUE RECIBEN SERVICIO A NIVEL N-1 POR CADA PROYECTO

Proyecto Demanda Generación TotalParamonga-Aguaytía 113 104 216Aguaytía-Pucallpa 24 25 49Vizcarra-Pachachaca 0 202 202Mantaro-Socabaya 125 125 250Moquegua-Los Heroes 24 36 60Moquegua-Puno 20 108 128Cajamarca-Moyobamba y Tocache-Bellavista 52 25 77Marcona-Socabaya 117 55 172

Asimismo, la Tabla 4.4 presenta el beneficio aproximado en cuanto al criterio n-1 y el costo aproximado de cada proyecto. Éstos se presentan también en la Figura 4.2, en orden de economía. Esta figura muestra - en resumen - los beneficios adicionales de cada nuevo proyecto de transmisión, medido en MW adicionales (de demanda+generación) que cumplen con el criterio n-1, por inversión adicional en millones de USD de cada proyecto.

Tabla 4.4

BENEFICIOS N-1 Y COSTOS POR PROYECTO

Costo MWProyecto Capital ($000) Total W/$

Paramonga-Aguaytía 40,316$ 216 5.36 Aguaytía-Pucallpa 11,846$ 49 4.15 Vizcarra-Pachachaca 35,451$ 202 5.71 Mantaro-Socabaya 207,617$ 250 1.20 Moquegua-Los Heroes 13,526$ 60 4.43 Moquegua-Puno 23,334$ 128 5.48 Cajamarca-Moyobamba y Tocache-Bellavista 46,093$ 77 1.67 Marcona-Socabaya 61,388$ 172 2.81



0

200

400

600

800

1000

1200

1400


MW

Adi

cion

ales

(Dem

anda

+

Gen

erac

ión)

baj

o C

riter

io N

-1

codo de la curva: pendiente = 2.8 W/USD

Figura 4.2. Beneficios Adicionales de Cada Nuevo Proyecto de Transmisión (Medido en MW Adicionales de Demanda+Generación, que Cumplen con el Criterio N-1, por

Inversión Adicional en Millones de USD de Cada Proyecto). De la Tabla 4.4 y la Figura 4.2 podemos extraer algunas conclusiones y podemos identificar un criterio n-1 de planificación para el sistema SEIN radial que reconoce las realidades del sistema, como sigue:

1. En primer lugar, está claro que se deben elegir proyectos con altos valores en términos de W/$. Pero no se puede exigir que un proyecto supere a 5 W/$. De hecho, es razonable suponer que la mayoría de los proyectos con beneficios tan grandes ya han sido construidos.

2. Tampoco sería correcto aceptar cualquier proyecto que no supere, digamos, a 1 W/$. Probablemente habrá muchos de ellos – más de lo que en sentido práctico se podría construir.

3. El criterio n-1 propuesto es: “más de 3 W/$ de demanda y generación alcanzando servicio a nivel n-1.” Un nivel más alto sería demasiado exigente. Un nivel más bajo sería poco estricto. El valor 3 W/$ (2.81, para ser bien preciso) está en el codo de la curva en la Figura 4.2.

4. Pero, ¿qué se puede decir de un proyecto como Mantaro-Socabaya que no alcanzó este nivel? Estos proyectos relativamente costosos tendrían que justificarse mediante el uso de otros criterios, incluyendo otros criterios de confiabilidad. Este aspecto se analiza en la sub-sección siguiente.

El criterio propuesto refleja de forma sencilla las decisiones recientes en Perú y posibilidades típicas futuras en el país, a la vez que aporta una manera sencilla de priorizar proyectos candidatos en la planificación.



Recomendamos que un análisis como éste (i.e., censar toda la demanda actual y generación del SEIN con servicio a n-0 y n-1 y sus costos) sea realizado por Osinerg anualmente. Esto aportaría una medida (cuantificación, o del Inglés “metrics”) importante del desarrollo del SEIN a lo largo del tiempo.

4.5.2 N-1 en el SEIN Mallado Nuestra recomendación es ir adoptando progresiva y efectivamente el criterio n-1 para el SEIN mallado, con la finalidad de garantizar que a mediano plazo el SEIN cumpla con estándares de confiabilidad prudentes16.

El adoptar el criterio n-1 permitirá al sistema mantener su integridad, ya que tendrá la habilidad de soportar eventos extremos con una rápida recuperación de sus características principales. Ante la eventualidad de una salida de servicio de un generador, línea de transmisión, o transformador debido a fallas a tierra o trifásicas, el sistema permanecerá estable y dentro de limites (o “ratings” en Inglés) térmicos y de tensión adecuados.

Además, recomendamos que la adopción del criterio n-1 para el sistema mallado se haga de manera progresiva y reconociendo tanto las particularidades del sistema peruano como las idiosincrasias asociadas con ese criterio. Algunas de ‘estas particularidades e idiosincrasias son las siguientes:

1. El criterio n-1 supone clasificaciones generales de la probabilidad de ciertas interrupciones. Se reconoce que la probabilidad de interrupción varía de equipo a equipo, aunque dentro de la misma clase. Pero se procura definir un juego de contingencias que son todas más o menos equi-probables. A veces se incluye en el juego de contingencias unas que son menos probables, especialmente si sus efectos son severos.

2. El uso del criterio n-1 puede resultar en sistemas con diferencias localizadas en confiabilidad/calidad de suministro. Esto en vista de las características mismas de los sistemas de transmisión, los cuales no se pueden expandir de forma contínua (sino discreta). Como resultado, algunas regiones del sistema podrían estar sujetas a más restricciones que otras, aunque los clientes en todas las regiones deban recibir el suministro con índices de confiabilidad similares.

3. A fines de reconocer esta idiosincrasia del criterio n-1 en el sistema peruano, es preciso adecuar el mismo a las diversas regiones del país (al menos transitoriamente), por intermedio de medidas más específicas y de mayor efecto que reflejen con más exactitud la probabilidad de falla de los equipamientos y que por sobretodo mantengan la atención en los impactos al consumidor de dichas fallas. Por ejemplo, en determinadas regiones se podría admitir la interrupción de servicio a consumidores o generadores radiales o conectados directamente al elemento fallado.

16 Como se indicó con anterioridad, el Apéndice A contiene la versión actual del criterio n-1 publicado

por el NERC norteamericano. Este documento fue preparado en el contexto de un sistema maduro, mallado, y dotado con amplios recursos de capital. Puede formar la base de un criterio n-1 para el sistema mallado peruano, y para áreas industriales con necesidades particulares.



4. Asimismo, la aplicación de los criterios debe ajustarse a clientes con necesidades particulares, y en especial a consumidores industriales de gran tamaño. En estos casos, además de la aplicación estricta del criterio n-1, los ajustes recomendables podrían incluir los siguientes: (1) evaluar la capacidad de transferencia disponible debido a restricciones térmicas y de tensión, (2) identificar el despacho económico óptimo con restricciones de seguridad, y (3) evaluar la confiabilidad de subestaciones. En algunos casos muy especiales tal vez sea económico (4) identificar unidades forzadas, que proveen seguridad en áreas con congestión como alternativa a la expansión de la transmisión.

4.5.3 Criterio N-0 para Zonas no Conectadas al SEIN Osinerg debe desarrollar un criterio para extender el SEIN a zonas actualmente no conectadas al mismo. Este criterio, para servicio a nivel n-0, deberá reconocer que podrán haber cortes de suministro aún ante la ocurrencia de contingencias simples (i.e., un solo elemento).

¿Cual debe ser el criterio de planificación en este caso? Esta pregunta se debe contestar en principio de la misma manera que identificamos el valor del criterio n-1 para el sistema radial del SEIN:

• Construyendo curvas de equilibrio entre inversiones en el sistema de transmisión y MW de demanda y generación conectadas a nivel n-0, e

• Identificando los codos de las curvas.

Sin embargo, hay diferencias importantes con el desarrollo de criterios para el SEIN actual, el tema de este estudio. Por ejemplo, habría que estudiar el desarrollo de los sistemas de distribución en conjunto con el sistema de transmisión. También la extensión del sistema eléctrico a zonas no abastecidas tiene mucho que ver con el desarrollo económico, social, y humanitario.

Se debería considerar otras opciones tales como la instalación de generación aislada, otras maneras de suministrar servicios energéticos, etc. Este estudio energético, no solo de transmisión, se debería realizar en el contexto de posibles evoluciones socio-económicas regionales.

Por esto, el desarrollo de tales criterios queda fuera del alcance de este estudio del SEIN. Sin embargo, insistimos que el concepto básico de evaluar costos y mediciones de servicios energéticos buscando equilibrios también aplica para este problema aparentemente tan distinto.

4.6 Selección de Criterios Probabilísticos En un sub-sección anterior se indicó que en nuestra opinión el criterio probabilístico recomendado en el Estudio Previo (i.e., el EENS) no es el apropiado para el sistema peruano (ver Sección 4.4). En esta sección proponemos y justificamos el uso de dos índices probabilísticos más aplicables:



• Horas esperadas de despacho no-económico por año (HDN: Horas de Despacho No-Económico).

• MWh esperados de flujos interrumpidos por año (MFI: MWh de Flujos Interrumpidos).

Utilizar estos dos criterios es más válido para planificación de transmisión que usar EENS por las razones siguientes:

• Los dos separan el efecto de la red de las limitaciones del parque de generación.

• Los dos miden hasta qué punto la red cumple con su propósito, es decir, permitir que la generación se despache sin ninguna restricción impuesta por la red.

• Los dos son medidas (del Inglés “metrics”) locales. No sólo indican que hay un problema, sino apuntan a la restricción real.

Los dos también miden el impacto de la red durante todas las horas del año, y no tan solo en condiciones de demanda máxima. En esto no se distinguen del EENS.

El HDN cuenta todas las horas en un año en las cuales el despacho óptimo sobrecargaría una línea o una interconexión (o corredor de transmisión). No distingue entre una sobrecarga de 1 MW y una de 100 MW – para HDN son iguales.

El MFI reconoce cuan grande es la sobrecarga (intensidad del impacto). Es la suma de todas los MW que exceden los límites, durante todas las horas de sobrecarga.

¿Por qué se necesitan los dos índices en lugar de uno sólo? Porque los índices miden dos efectos diferentes, y en forma diferente. HDN mida la probabilidad de sobrecargas, y MFI mide cuan severas son las sobrecargas. Consideremos el caso de HDN y MFI para una línea en particular:

• Si HDN y MFI son relativamente altos (ver texto más abajo), es muy probable que la línea actual restrinja el despacho económico óptimo, y la restricción es severa. Esto debe ser corregido.

• Si los dos son relativamente bajos, no hay problema que subsanar.

• Si HDN es relativamente alto y MFI es relativamente bajo, significa que la línea actual es restrictiva pocas horas o con probabilidad alta, aunque no por mucho. No hay que tomar medidas inmediatas, pero hay que anticipar que éstas deberán ser tomadas en el futuro, cuando la demanda o la generación crezca.

• Si HDN es relativamente bajo y MFI es relativamente alto, significa que es poco probable que la línea actual sea restrictiva. Pero cuando hay restricciones, son significativas. Este caso requiere más estudio para entender porque pueden haber efectos poco frecuentes pero de mucha intensidad.

¿Cómo se calculan los valores de HDN y MFI? Se puede usar el programa PERSEO, considerando la red de transmisión pero sin las restricciones de transferencia de potencia. Este programa modela muy bien las incertidumbres en hidrología. El modelo de demanda es un poco menos exacto – el caso que disponemos representaba 3 niveles de demanda por



mes – pero esto es normal para modelos hidroeléctricos de este tipo. Se ejecutaron múltiples corridas en PERSEO, para modelar incertidumbres en costos y disponibilidad de combustibles.

El archivo de salida FPLxxx.csv contiene los MW esperados, por cada línea por cada bloque de horas de demanda por cada mes. Con una sencilla hoja electrónica se comparan los límites y se suman para calcular HDN y MFI. Esto se demostrará a continuación.

¿Qué valor de HDN y de MFI debemos adoptar como criterio de planificación? O sea, ¿qué debemos entender por “relativamente” en el texto de arriba? Esta pregunta se contesta de la misma manera que identificamos el valor del nuevo criterio n-1 para el SEIN:

• Construyendo curvas de equilibrio entre inversiones en el sistema de transmisión y valores de HDN y MFI, e

• Identificando los codos de las curvas.

4.6.1 Límites de Transferencia Los límites de transferencia fueron determinados analizando los proyectos recientes y posibilidades futuras de enlaces de transmisión. Como resultado, identificamos siete líneas o enlaces con posible congestión que podría ser aliviada por estos proyectos (ver Tabla 4.5). Los límites son para el año 2006 y representan la capacidad de la red suponiendo que el criterio de operación es n-1 o n-0. Los límites se calcularon usando el software PSS™E de Siemens PTI, o por inspección de diagramas unifilares, considerando como criterio la contingencia más severa por cada línea o interfaz.

Tabla 4.5

LÍMITES DE TRANSFERENCIA

Chimbote-Paramonga 150 MW n-1

Paramonga-Huacho 150 MW n-1

Vizcarra-Parasha 150 MW n-1

Interfaz Paramonga/Vizcarra-Sur 150 MW n-1

Mantaro-Socabaya 125 MW n-1

Interfaz Centro-Sur

(Mantaro-Socabaya + Marcota-Socabaya) >300 MW n-1

Moquegua-Tacna

(sin Moquegua-Los Héroes 220)

150 MW

100 MW

n-0

n-0

Moquegua-Puno

(sin Moquegua-Puno 220)

150 MW

30 MW

n-0

n-0

Hay ciertas líneas simples que pueden calificarse como n-1. Chimbote-Paramonga es un ejemplo. ¿Cómo puede ser esto posible? Estas líneas tienen carácter de interconexión entre dos sistemas independientes. Históricamente, líneas de este tipo se construyeron para que



las centrales en las dos áreas se pudieran respaldar mutuamente, disminuyendo así las reservas de generación requeridas en cada área. Líneas de este tipo también pueden soportar transferencias de energía si no superan a lo que las generadoras en cada área pueden respaldar ante la contingencia de la pérdida de la línea. Sin embargo, entendemos que el sistema radial en el norte no aguanta la pérdida de la línea troncal de Chimbote hasta Zorritos.

La capacidad de transferencia de la línea doble circuito Mantaro-Socabaya está limitada por compensación reactiva y por problemas dinámicos. Se consideró que antes de construir la línea Marcota-Socabaya se subsanarían estos problemas.

Escogimos estas líneas y enlaces usando dos criterios:

• Representan líneas o enlaces entre áreas importantes del sistema. Podrían restringir transferencias entre áreas.

• O, son líneas donde el SEIN ha sido recientemente reforzado.

Creemos que los resultados obtenidos en base a estas líneas son típicos para propósitos de desarrollar criterios. Variar los límites indicados podría afectar las conclusiones. Hablaremos de esto a continuación.

4.6.2 Cálculo de Valores de Índices Probabilísticos HDN y MFI Tal como se describe en la Sección 2 de este informe, el Grupo Consultor anticipaba usar el software TOPS de Siemens PTI para hacer el cálculo de los índices HDN y MFI. Al evaluar el modelo PERSEO de Osinerg, decidimos usar este último en lugar de TOPS. TOPS tiene ciertas ventajas técnicas, pero PERSEO es un modelo excelente con dos ventajas prácticas enormes. En primer lugar, el modelo es conocido y aceptado en el Perú. En segundo lugar, PERSEO quedará disponible en el Perú sin costo adicional para Osinerg para estudios subsiguientes al estudio actual.

La Tabla 4.6 muestra el decremento en HDN y MFI correspondiente a refuerzos reales o hipotéticos del sistema. Los mismos se grafican en las Figuras 4.3 y 4.4. Los detalles de cálculo de los indicadores HDN y MFI se presentan en el Apéndice F. No alcanzamos calcular MFI para dos de los proyectos, los cuales por lo tanto no están representados en la Fig. 4.4.



Tabla 4.6

BENEFICIOS (REDUCCIONES) EN HDN Y MFI POR PROYECTOS TÍPICOS Costo Capital

Proyecto ($ millones) HDN (horas) HDN (h/$ millon) MFI (GWh) MFI(kWh/$)Paramonga-Aguaytía 40$ 8,760 217 958 24

Aguaytía-Pucallpa 12$ 8,760 739 n.d. n.d.Vizcarra-Pachachaca 35$ 0 0 0 0

Mantaro-Socabaya 208$ 7,746 37 621 3Moquegua-Los Heroes 14$ 0 0 0 0

Moquegua-Puno 23$ 4,075 175 54 2Cajamarca-Moyobamba y

Tocache-Bellavista 46$ 8,760 190 n.d. n.d.

Marcona-Socabaya 61$ 1,014 17 51 1

Beneficios

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000


Red

ucci

ón A

cum

ulad

a de

Hor

as d

e H

DN

por

Nue

vo P

roye

cto

pendiente: 37 h/MM$

pendiente: 175 h/MM$

Figura 4.3. Equilibrio entre Inversión y Reducción de HDN (Horas Esperadas Anuales

de Despacho No-Económico).



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800


Red

ucci

ón A

cum

ulad

a de

GW

h d

e M

FI p

or N

uevo

Pro

yect

o

pendiente: 24 kWh/USD

pendiente: 3 kWh/USD

Figura 4.4. Equilibrio entre Inversión y Reducción de MFI (MWh Anuales de Flujos

Interrumpidos)

Nótese que la curva de la Figura 4.3 tiene un codo bastante fuerte, donde la pendiente cambia de 175 a 37 h/$ millón. Un criterio razonable en cuanto a HDN sería el promedio de estas pendientes, o sea 100 horas por año de reducción en despacho no económico por millón de dólares invertidos.

La curva de la Figura 4.4 también tiene un codo fuerte, donde la pendiente cambia de 24 a 3 kWh/$. También sería razonable tomar como criterio el promedio de los dos, aproximadamente 15 kWh/$ por año.

Los valores recomendados por estos dos criterios reflejan las realidades del sistema peruano. Se calcularon en base a proyectos recientes u opciones actuales. Si hay errores importantes en los datos, las conclusiones podrían cambiar. Esto podría afectar el valor del criterio adaptado si el error ocurriera en la etapa de fijar valores para criterios. Podría cambiar una decisión de aceptar o rechazar un proyecto si ocurriera más tarde, al evaluar un proyecto.

Por ejemplo, en el Apéndice F se muestra un cálculo de sensibilidades para la capacidad de transferencia sin la línea Moquegua-Puno. De la Tabla 4.5 se concluye que esta capacidad era 30 MW. ¿Qué pasaría si nos equivocásemos, o si la capacidad de transferencia se alterara? Con variaciones de 20 MW a 30 MW a 40 MW el HDN varía de 232 a 98 h/$ millón. El MFI varía de 4.3 a 0.8 kWh/$ por año.

4.7 Otras Observaciones Se espera que el lector haya captado el espíritu de los criterios que presentamos aquí. No deben representar argumentos rígidos para los planificadores, sino guías para ayudar a calificar los proyectos de transmisión.



En esta sección del informe no pretendemos emitir ningún juicio sobre decisiones ya hechas en cuanto a proyectos anteriores, ni en cuanto a posibles proyectos futuros. Los analizamos solo con fines de desarrollar valores razonables para los distintos criterios.

Este estudio debe repetirse con cierta frecuencia y, a la medida que el sistema Peruano vaya madurando, los valores de los criterios – y los criterios mismos – evolucionarán. Estudios semejantes deben efectuarse para determinar otros criterios de planificación y operación.

En particular, quedó fuera del alcance de este estudio desarrollar criterios para guiar la extensión del SEIN a zonas aisladas. Los fondos limitados para la inversión enfrentan competencia por proyectos para mejorar el sistema actual y para extenderlo. La filosofía de criterios que demostramos en esta sección debería aplicarse a este problema.

Hablamos al principio de esta sección de análisis simultáneos en más de dos dimensiones. Lo que presentamos ha sido análisis de dos dimensiones en serie. Lo hicimos así para que fuera más entendible para el lector. En los estudios Fase 2 y de mediano y corto plazo se trata el tema del análisis multi-atributo.

4.8 Criterios de Planificación Recomendados En concordancia con lo discutido en esta Sección 4, la Tabla 4.7 resume los criterios recomendados por el Equipo Consultor para planificar el sistema de transmisión del Perú.



Tabla 4.7 CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN RECOMENDADOS

Criterios Técnicos (Determinísticos) Criterio Valor Adoptado

1 Tensión - Normal 0.95 – 1.05 p.u. 2 Tensión - Emergencia 0.90 – 1.10 p.u. (220 kV)

0.90 – 1.05 p.u. (< 138 kV) 3 Sobrecargas – Normal No permitidas 4 Sobrecargas – Emergencia No permitidas 5 Generación activa y reactiva (Generadores) Dentro de límites operativos 6 Falla Trifásica Sólida

Si es inestable, Falla Monofásica Sólida

Sistema debe ser estable ante una apertura en 6-8 ciclos

Apertura en 6-8 ciclos

Criterio Técnico-Económico 7 Criterio n-1: Demanda y generación

alcanzando servicio a nivel n-1 Por lo menos 3 W (vatios) de

demanda y generación elevadas a nivel n-1 por cada dólar invertido

Criterios Técnicos Probabilísticos 8 HDN: Horas de Despacho No-Económico Por lo menos 100 horas de

reducción en despacho no económico por año por millón de

dólares invertidos 9 MFI: MWh de Flujos Interrumpidos Por lo menos 15 kWh de mejora en

flujos interrumpidos por restricciones de la red por año por

cada dólar invertido Nótese que la tabla introduce tres criterios no tradicionales: uno de naturaleza técnico-económica y dos de naturaleza probabilística. La introducción de estos criterios nuevos, y en especial el cálculo de los valores de estos criterios para propósitos de planificación, retrasó de manera significativa el inicio del proceso mismo de planificación. Esto representó un reto importante al Equipo Consultor, en vista de que los plazos del Estudio habían sido fijados con rigidez. Sin embargo, desde el punto de vista de Osinerg (y de los otros Agentes), contar con los valores de los criterios permitirá minimizar el trabajo requerido para planificar el sistema a futuro.

4.9 Conclusiones Esta sección presenta los resultados de la revisión por parte del Grupo Consultor de los criterios de planificación contenidos en el Estudio Previo. En particular, señalamos que el criterio probabilístico (valor esperado de energía no suministrado, o EENS) propuesto en el Estudio Previo no es adecuado para la planificación de un sistema de transmisión en un contexto como el de Perú.



Sugerimos el uso de dos criterios probabilísticos alternos, horas anuales de despacho no-económico (HDN) y MWh de flujos interrumpidos por año (MFI). Los justificamos, explicamos y demostramos cómo se calculan.

Calculamos valores recomendados por estos dos criterios, a saber:

• HDN: por lo menos 100 horas por años de reducción en despacho no económico por millón de dólares invertidos.

• MFI: por lo menos 15 kWh por año de mejora en flujos interrumpidos por restricciones de la red por cada dólar invertido.

También calculamos un valor recomendado por la aplicación del criterio n-1 al SEIN, a saber:

• n-1 en el sistema radial: por lo menos 3 W (vatios) de demanda y generación elevadas a nivel n-1 por cada dólar invertido.

Queremos destacar que estos criterios son adaptados para el Perú. Los mismos no se limitan a copiar o repetir criterios y valores aplicados en otros países con problemáticas y realidades distintas.

En esto hemos aplicado un concepto del cual se ha hablado por años, pero desconocemos otro estudio que lo haya puesto en práctica. El concepto es el de determinar los codos de las superficies de equilibrio de los atributos del proceso de planificación (e.g., confiabilidad, calidad del servicio, costos de inversión, etc.) Esto está basado en el concepto muy conocido de que mejoras en la confiabilidad o la calidad del servicio, implican que es necesario pagar ciertos costos Y además, los costos incrementales siempre van subiendo. La teoría dice que el nivel razonable para un criterio es donde se nota un aumento importante en costos incrementales. Pensamos que este estudio es la primera vez que estos cálculos y esta evaluación se han hecho en forma analítica.


Sección

5 Desarrollo del Modelo Computacional

5.1 Introducción Esta es una introducción al modelo TO/R (trade off/risk), el cual fue suministrado a Osinerg como parte del estudio actual. El modelo ha sido validado exhaustivamente en numerosas aplicaciones y suministrado a diversos clientes alrededor del mundo. El modelo fue entregado, junto con su documentación, y el personal de la GART fue capacitado en su uso, los días 26 y 27 de octubre del 2006. Una capacitación extra se presentó el día 27 de febrero del 2007, con actualizaciones del modelo y de su documentación.

Es importante destacar que el método trade off/risk no es un programa de computación, sino un modelo muy poderoso para toma de decisiones. Un artículo en el Apéndice C resume el modelo. La Figura 5.1, tomada – y traducida - de ese artículo, resume el vocabulario.

Fig. 5.1 Vocabulario para análisis de balance de riesgo, o “trade off/risk”

Las siguientes sub-secciones incluyen un resumen de la metodología que sigue el modelo TO/R y el Apéndice K al final del documento incluye el Manual de Usuario.

5.2 Desarrollo de Atributos Los atributos miden cuan bueno es un plan. Hay muchos programas que modelan sistemas. Los insumos de esos programas son valores de incertidumbres y opciones. Las salidas son valores de atributos.

Desarrollo del Modelo Computacional


Algunos de estos programas son muy costosos y el proceso de simulación demora una cantidad considerable de tiempo. El primero de los tres modelos de TO/R hace interpolaciones de alto orden para conformar una base de datos para el análisis. Lo hace mediante un programa especial de programación lineal.

El primero de los tres modelos de TO/R hace interpolaciones de alto orden para aumentar una base de datos para análisis. Lo hace mediante un programa especial de programación lineal.

5.3 Selección entre Opciones El segundo de los tres programas toma como insumo un conjunto grande de datos. Identifica la curva de equilibrio o indiferencia óptima siguiendo un criterio del tipo Pareto. También identifica el codo de esta curva.

La curva y su codo son una generalización del concepto de optimalidad. Se puede hablar de la optimalidad sólo cuando hay un único objetivo. En el mundo real siempre hay más de un objetivo. El Análisis de equilibrio es una manera efectiva para solucionar tales problemas.

5.4 Análisis de Riesgos Cuando hay incertidumbres y decisiones, hay riesgos. El tercer módulo de TO/R analiza incertidumbres, mide robustez, exposición al arrepentimiento, y ayuda a identificar maneras de mitigar los riesgos.

5.5 Interfaz Hombre-Máquina La interfaz hombre-máquina es a través de una hoja electrónica de MS Excel™.

5.6 Detalles del Modelo TO/R TO/R está escrito en Fortran estándar. Tiene las siguientes capacidades:

• Hasta 7.500 escenarios para interpolación.

• No posee ninguna restricción en el número de escenarios interpretados.

• Hasta 30.000 planes pueden ser analizados por cada futuro.

• No hay límite explícito en el número de futuros a analizar.

• Cada escenario puede medirse usando hasta 13 atributos.

• Cada plan puede constar de hasta 13 opciones.

• Cada futuro puede componerse de hasta 13 incertidumbres.


Sección

6 Base de Datos del SEIN

6.1 Introducción Los Términos de Referencia del Estudio prescriben que los objetivos de esta tarea son los de “recopilar y evaluar la calidad de la información disponible sobre los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN, utilizada para la realización de los estudios de simulación del sistema eléctrico y de despacho económico; esta información será constituida en una base de datos estándar. … Definirá la información faltante a requerir al COES-SINAC o a las empresas concesionarias del sector eléctrico y, de ser necesario, efectuará las mediciones de los parámetros de las instalaciones de generación y transmisión, para completar la información que se requiera utilizar en el modelo de planificación a desarrollarse. Propondrá además las reglas, procedimientos y políticas que deban seguirse a fin que la base de datos se mantenga permanentemente actualizada para la utilización eficiente del modelo de planificación a desarrollarse.” Durante la ejecución por parte del Equipo Consultor de la tarea de recopilación de la información disponible sobre los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN en el Perú se puso en clara evidencia que dicha información se encontraba generalmente disponible en un formato propietario que sólo puede ser interpretado por un modelo de simulación específico17. Esto dificultó de manera significativa el avance de esta tarea, y puso en evidencia el hecho que la base de datos debería estar constituida en un formato estándar que pueda ser utilizado por todos los Agentes sin que éstos se vean forzados a adquirir modelos especiales para el manejo y utilización de la información contenida en la base de datos. De hecho, establecer bases de datos en formatos estándar es la dirección que se está siguiendo en la industria eléctrica a nivel internacional. Esta sección define el contenido de la base de datos del SEIN para los propósitos de este estudio (Ver Sección 6.2), y propone un formato estándar para la componente de la base de datos relacionada con los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión (Ver Sección 6.4). El estándar propuesto está basado principalmente en normas adoptadas por la Comisión Electrotécnica Internacional (o IEC, por sus siglas en inglés). Asimismo, discutimos las limitaciones actuales de éste estándar y proponemos una solución para superar estas limitaciones18 (Ver Sección 6.5). Asimismo, proponemos algunas reglas, procedimientos y políticas para asegurar que la base de datos se mantenga permanentemente actualizada, incluyendo la adopción y uso de herramientas 17 Entendemos que este modelo es de la propiedad de DigSILENT GMBH. 18 Como se explica más abajo, éstas limitaciones son de naturaleza transitoria.

Base de Datos del SEIN


computacionales para el manejo de información correspondiente a diversos años pasados y futuros (Ver Sección 6.6). La sección también discute el tema de por qué adoptar estándares abiertos, es decir, no propietarios (Sección 6.3), y contiene la componente de la base de datos relacionada con los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión en el formato propuesto (Sección 6.7). La sección culmina con una lista de artículos y publicaciones los cuales contienen más información en cuanto al modelo estándar propuesto, así como en cuanto a sus aplicaciones, y otros temas afines relevantes (Sección 6.8). Es importante destacar que esta sección aborda el tema de la base de datos del SEIN principalmente desde un punto de vista técnico (y no necesariamente desde un punto de vista de tecnología de la información.) En otras palabras, el tratamiento que sigue considera que el fin último de la base de datos es la de contener los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión del SEIN, requerida para la realización de los estudios de simulación del sistema eléctrico y de despacho económico. Asimismo, se toma en consideración el requerimiento de que la base de datos debe mantenerse permanentemente actualizada para la utilización eficiente del modelo de planificación que ha sido entregado en este estudio.

6.2 ¿Qué Conforma la Base de Datos del SEIN? Para propósitos de este trabajo, la base de datos del SEIN debe estar conformada por lo siguiente:

1. Información requerida para realizar los estudios de simulación del sistema eléctrico. Esto incluye los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión y demás información relacionada con las simulaciones de:

A. flujos de carga;

B. cortocircuito; y

C. comportamiento dinámico.

2. Información requerida para la realización de los estudios de simulación de despacho económico.

3. Planes firmes de expansión del sistema de generación.

4. Planes firmes de expansión del sistema de transmisión.

5. Opciones posibles de expansión del sistema de generación (a 5 y 10 años).

6. Opciones posibles de expansión del sistema de transmisión (a 5 y 10 años).

7. Pronósticos de demanda (a 5 y 10 años).

8. Incertidumbres en el proceso de planificación, y sus posibles rangos de materialización.

9. Criterios de planificación. Desde el punto de vista de gestión de la base de datos, es nuestra recomendación que en el caso de la información requerida para realizar los estudios de simulación del sistema eléctrico (item 1), se mantenga la misma perfectamente actualizada únicamente para el año en curso. Cuando se requieran hacer simulaciones eléctricas en el futuro, la información se



podría ensamblar a partir del caso del año en curso e integrando al mismo todas las adiciones y/o retiros firmes y/o previstos al sistema de generación/transmisión que sean aplicables. Estas adiciones y/o retiros son las que están reflejadas en los distintos planes firmes y opciones posibles que conforman la base de datos (ítems 3 al 6). Asimismo, la demanda modelada a futuro debe reflejar lo contenido en el ítem 7. Esta recomendación, sobretodo cuando se combina con lo indicado en la Sección 6.6, minimizaría la necesidad de mantener perfectamente actualizados numerosos archivos con información eléctrica (para distintos años). El resto de esta sección se enfoca casi exclusivamente al tema de la componente de la base de datos relacionada con los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación y transmisión (en adelante, nos referimos a ella como la “base de datos eléctricos”). Este es el caso, en vista de que dicha componente establece fuertes demandas desde el punto de vista de cantidad de información a manejar.

6.3 ¿Porque Adoptar un Estándar Abierto (No Propietario)? Las ventajas de adoptar un estándar abierto para la base de datos eléctricos son muchas, e incluyen las siguientes:

1. Se eliminan las barreras asociadas con las soluciones y mecanismos propietarios de los diversos proveedores de modelos de simulación de redes. Como resultado, los Agentes del sector eléctrico ya no se ven forzados a adquirir modelos especiales para el manejo y utilización de la información contenida en la base de datos eléctricos. Como se comentó más arriba, esta barrera fue de hecho muy importante para este Estudio, y sólo pudo ser superada luego de mucho esfuerzo y como consecuencia de un conjunto de actividades que aportaron relativamente poco a los objetivos finales del mismo.

2. Una ventaja que se deriva de la anterior es la relacionada con el hecho que una base de datos eléctricos estándar asegura la interoperabilidad de distintos modelos de simulación de redes. De esta manera, información disponible por distintos Agentes en diferentes formatos de su sistema eléctrico puede ser compartida con otros agentes que usan diferente formato (por ejemplo, formatos de modelos de planificación como formato común IEEE, PSS E, o cualquier otro similar).

3. A diferencia de los formatos de las bases de datos propietarias de los proveedores de modelos, y por definición, las bases de datos estándar están constituidas sobre formatos disponibles en el dominio público, y por ende, conocibles por todos los Agentes (ésta es precisamente la definición de un estándar abierto).

4. Si se adopta para la base de datos eléctricos del SEIN el mismo estándar que está adoptando el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) para su función EMS (el CIM, discutido más abajo), se garantiza que dicha base de datos pueda ser frecuentemente (de hecho, continuamente) actualizada con información obtenida directamente de COES (y sin necesidad de procesamientos adicionales). Esta ventaja es enorme, y por sí sola justificaría la adopción del CIM como el formato de la base de datos del SEIN.

La sección siguiente propone un formato específico para la constitución de la base de datos eléctricos.



6.4 CIM: El Estándar Propuesto Nuestra recomendación es adoptar el Modelo de Información Común (o CIM, de sus siglas en inglés “Common Information Model”) como el estándar en el que sea constituida la base de datos eléctricos del SEIN. El CIM es un estándar adoptado por la Comisión Electrotécnica Internacional. El CIM se describe en el estándar IEC 61970-301. El Apéndice H de este Informe Final contiene un Papel Blanco desarrollado por el Equipo Consultor el cual presenta el CIM (y el formato XML asociado). Asimismo, el Apéndice H contiene una copia completa del estándar IEC 61970-301 (Anexo H-1, ese estándar es de distribución restringida y sólo el Osinerg puede tener acceso a él a través de ese apéndice). El CIM se generó luego de intensos esfuerzos coordinados por EPRI (Electric Power Research Institute de los Estados Unidos) en los que participaron más de 200 empresas. El Apéndice H (Anexo H-2) contiene un informe preparado por EPRI donde se describen estos esfuerzos. El objetivo del proyecto de EPRI era el de eliminar las barreras asociadas con los programas de aplicación para centros de control de sistemas de potencia que por su falta de interoperabilidad, demandaban soluciones inflexibles y costosas. Es decir, la intención era la de minimizar el esfuerzo (y el costo) requerido para implantar la integración de diversas aplicaciones así como también los sistemas de almacenamiento de datos. Esto se ilustra en la Figura 6.1.

Sin Estándar Con Estándar

Se requieren múltiples conexiones “a la medida”

(alto costo)

Se requieren pocas conexiones (bajo costo)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 200

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Número de Conexiones Número de Conexiones

Cos

to T

otal

Cos

to T

otal

Sin Estándar Con Estándar

Se requieren múltiples conexiones “a la medida”

(alto costo)

Se requieren pocas conexiones (bajo costo)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 200

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Número de Conexiones Número de Conexiones

Cos

to T

otal

Cos

to T

otal

Figura 6.1. Un Formato Estándar Reduce Costos.

Aplicado al caso particular que nos ocupa, las “conexiones” en la Fig. 6.1 podrían por ejemplo lograr lo siguiente: (1) posibilitar la comunicación directa de información obtenida y procesada por el centro de control (por intermedio del SCADA) a un programa específico de simulación de redes, y (2) posibilitar el intercambio de información entre programas de simulación de redes.



El CIM tiene su génesis en las funciones EMS de los centros de control, y el formato mismo de hecho refleja esto. La motivación inicial vino de la necesidad de modelar sistemas vecinos desde la perspectiva de simulación. Luego vendría la necesidad de contar con los modelos desde la perspectiva operativa y de control, en donde la información requerida en tiempo real precisa de mayor nivel de detalle con relación a los equipos y su interconectividad. Estas dos perspectivas tienen enfoques relativamente diferentes. Por ejemplo, la perspectiva del simulador/planificador (modelo orientado a barras/ramas) es diferente a la del operador (modelo orientado a nodos/interruptores). Estándares como el CIM han llenado un vacío ante la necesidad del sector de intercambiar información de los diferentes modelos del sistema entre sí y así poder construir un ambiente de simulación con fines primordialmente de índole económicos y operativos. El estándar CIM está siendo adoptado cada día más a nivel internacional. Numerosos usuarios lo han adoptado y/o lo usan a diario. Ejemplos de esto son los siguientes:

1. En el informe “Estándares Técnicos Mínimos del Equipamiento para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN”, de fecha septiembre de 2005, la Osinerg establece que el Coordinador de la Operación del SEIN debe adoptar el estándar IEC 61970-301 en lo referente a sus funciones EMS.

2. Recientemente (julio de 2006), el COES llamó a un concurso internacional para su adquisición de un sistema para la conversión y gestión de base de datos de la red eléctrica en estándar CIM para su sistema SCADA. Este concurso fue recientemente adjudicado.

3. Durante el año 2001, Red Eléctrica de España desarrolló un prototipo de gestor de base de datos para sistemas de control de energía basado en el modelo CIM.

4. Electricité de France ha puesto en marcha proyectos basados en el CIM para aplicaciones en transmisión, manejo de activos, medición, manejo de red, y atención a los clientes.

5. Otras empresas a nivel internacional que han implementado el modelo CIM incluyen las siguientes: Tenaga Nasional Berhard (TNB, Malasia), ELES (Slovania), ETRANS (Suiza), ELIA (Bélgica), y PowerLink (Australia).

6. Numerosas empresas y organizaciones eléctricas en Norte América hacen uso a diario del modelo CIM. Éstas incluyen al Midwest Independent Transmission System Operator (Midwest ISO), el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), el Independent System Operator de New England (ISO New England), PJM Interconnection, British Columbia Transmission Corporation (BCTC), PacifiCorp, Cleco, Xcel Energy, Exelon, Florida Power and Light, Kansas City Power and Light, Southern California Edison, Tennessee Valley Authority (TVA), SMEPA, Saskatchewan Power, y varias más.

7. Los usuarios de CIM han constituido una página web para intercambiar observaciones, experiencias, y opiniones. Dicha página es http://www.cimusers.org/.

Finalmente, es importante mencionar que el estándar CIM ha alcanzado un grado de madurez importante (no es un concepto nuevo), ya que el mismo cuenta con más de 10 años de experiencia comercial. Más de 60 proveedores de software y aplicaciones lo han adoptado. Entre éstos se cuentan ABB, AREVA, GE, Siemens, y SISCO.



6.5 Limitaciones del CIM en Cuanto a la Base de Datos del SEIN Las limitaciones del CIM en cuanto a los requerimientos de la base de datos eléctricos del SEIN son realmente menores (y subsanables) y tienen su base en que el formato tuvo su origen en aplicaciones de funciones EMS en centros de control. En particular, el formato maneja perfectamente la información requerida para realizar simulaciones de flujo de carga y cortocircuito, pero se queda corto en cuanto a la información requerida para realizar las simulaciones dinámicas. En este sentido, el CIM especifica el formato de la información requerida por los denominados Simuladores de Entrenamiento de Operadores (o DTS, Dispatcher Training Simulators), la cual como es conocido, no es generalmente suficiente para poder reproducir con precisión el comportamiento transitorio de los sistemas de potencia instantes (es decir, fracciones de ciclo) después de ocurrir una perturbación. Para subsanar esta deficiencia, existen en marcha numerosas iniciativas para definir un estándar que cubra enteramente a la información dinámica. Una de las más avanzadas está siendo impulsada por el Equipo Consultor mismo (en particular por Siemens PTI), quién ya ha puesto a la consideración de EPRI una propuesta para la extensión del formato CIM para cubrir el caso dinámico. En nuestra opinión, la propuesta debe ser considerada para votación (y adoptada) durante el año 2007. En vista de estas limitaciones, las cuales consideramos que seguirán en vigencia por muy corto tiempo, a continuación proponemos una solución de transición en cuanto al formato de la base de datos del SEIN. Nuestra recomendación es evolucionar la base de datos en tres etapas, como sigue (ver Figura 6.2): Etapa 1. Inicial. En la cual la base de datos de flujo de carga y cortocircuito se constituye en formato CIM/XML, mientras que la dinámica se constituye en formato PSS E. Como se mencionó con anterioridad, estimamos que esta etapa durará un poco menos de un año. Etapa 2. De Transición. Esta etapa comienza al ocurrir cualquiera de los dos eventos siguientes: (1) se aprueba la extensión del estándar CIM/XML para cubrir toda la información dinámica, o (2) el COES implementa su sistema para la conversión y gestión de base de datos de la red eléctrica en estándar CIM para su sistema SCADA. En caso de que (1) ocurra antes de (2), se recomienda a partir de ese momento retirar el formato PSS E y adoptar exclusivamente el formato CIM/XML. En el otro caso, todavía será preciso mantener ambos formatos, aunque en esa circunstancia, y tal y como se detalla en la Sección 6.6, el formato CIM/XML podrá empezar a ser frecuentemente actualizado utilizando información proveniente de COES. Etapa 3. Régimen Permanente. Esta etapa comienza cuando ya han ocurrido los dos eventos descritos en la Etapa 2. A partir de ese momento, recomendamos retirar el formato PSS E y adoptar exclusivamente el formato CIM/XML. En esta etapa, el formato CIM/XML podrá ser frecuentemente actualizado utilizando información proveniente de COES.



Etapa 2De Transición

Etapa 1 Inicial

Etapa 3Régimen Permanente

Base de Datos en Formato:

• PSS E (Dinámica)

• CIM/XML (Flujo deCarga y Cortocircuito)

Se Estima Que Esta Etapa

Inicial DuraráPoco Menos De

Un Año

(Si ya se ha aprobado la extensión del estándar CIM)


• CIM/XML (Flujo deCarga, Cortocircuito,y Dinámica)

(Si no se ha aprobado aún la extensión del estándar CIM). En este caso, la base en el formato CIM/XML puede ser actualizada con data proveniente del COES





(La base de datos puedeser frecuentementeactualizada con información provenientedel COES)

Cuando se haya aprobado la extensión del estándar CIM o cuando el COES implementeel estándar CIM para su sistema SCADA

Cuando se haya aprobado la extensión del estándar CIM y cuando el COES implementeel estándar CIM para su sistema SCADA

Etapa 2De Transición

Etapa 1 Inicial

Etapa 3Régimen Permanente




• PSS E (Dinámica)• PSS E (Dinámica)



Se Estima Que Esta Etapa

Inicial DuraráPoco Menos De

Un Año

(Si ya se ha aprobado la extensión del estándar CIM)






(Si no se ha aprobado aún la extensión del estándar CIM). En este caso, la base en el formato CIM/XML puede ser actualizada con data proveniente del COES



• PSS E (Dinámica)• PSS E (Dinámica)








(La base de datos puedeser frecuentementeactualizada con información provenientedel COES)



Cuando se haya aprobado la extensión del estándar CIM y cuando el COES implementeel estándar CIM para su sistema SCADA

Figura 6.2. Evolución Recomendada para la Base de Datos.

Se recomienda que las bases de datos eléctricos de cada etapa sean actualizadas de acuerdo a los procedimientos propuestos en la siguiente sección.

6.6 Propuesta para Mantener Actualizada la Base de Datos del SEIN

Esta sub-sección introduce de manera general las políticas, reglas y procedimientos que proponemos deben ser seguidas a fin que la base de datos se mantenga permanentemente actualizada para la utilización eficiente del modelo de planificación desarrollado. Nuestra discusión sigue el orden general indicado en la Sección 6.2:

1. Información requerida para realizar los estudios de simulación del sistema eléctrico. Reiteramos nuestra recomendación en cuanto a que dicha información se mantenga la misma perfectamente actualizada únicamente para el año en curso. Antes de la implementación por parte del COES de su sistema para la conversión y gestión de base



de datos de la red eléctrica en estándar CIM para su sistema SCADA (es decir Etapa 1, y probablemente Etapa 2), el Osinerg tendrá que realizar esfuerzos para actualizar la base de datos en formato PSS E. En esos casos, recomendamos no mantener actualizada la base de datos eléctricos que se encuentra en el formato CIM/XML. Después de la implantación del estándar CIM, la base de datos eléctricos podrá ser mantenida de manera perfectamente actualizada utilizando información proveniente del COES. Sin embargo, aún en los casos en que los datos en formato PSS E deban ser actualizados por Osinerg, dicha actualización es relativamente menor (algunos pocos generadores y líneas entrarán en servicio en los próximos meses), por lo que en nuestra opinión, el esfuerzo debe ser menor y manejable.

Asimismo, tal como se indicó con anterioridad, recomendamos que cuando se requieran hacer simulaciones eléctricas en el futuro, la información se ensamble a partir del caso del año en curso e integrando al mismo todas las adiciones y/o retiros firmes y/o previstos al sistema de generación/transmisión que sean aplicables. Esto se puede hacer de varias formas. La más obvia de todas es la manual. Sin embargo, el modelo PSS E permite hacer esto de manera semi-automática por intermedio de archivos que permiten introducir cambios incrementales a cualquier caso “base.”

Por último, hoy en día existen soluciones que permiten implementar nuestra recomendación de manera completamente automática. Un ejemplo de esto es ofrecido por Siemens PTI. El modelo PSS™MOD es un ejemplo de esto. El PSS MOD se describe al final de esta sección. Este modelo permite crear casos PSS E tanto a futuro como en el pasado (historiador).

2. Información requerida para la realización de los estudios de simulación de despacho económico. Esta es la base de datos del PERSEO. Recomendamos que la Osinerg continúe sus procesos de actualización existentes.

3. Planes firmes de expansión del sistema de generación. Recomendamos que la Osinerg mantenga actualizados dichos planes firmes utilizando los procedimientos existentes.

4. Planes firmes de expansión del sistema de transmisión. Recomendamos que la Osinerg mantenga actualizados dichos planes firmes utilizando los procedimientos existentes.

5. Opciones posibles de expansión del sistema de generación (a 5 y 10 años). Recomendamos que la Osinerg realice cada año una actualización de las posibles opciones de expansión del sistema de generación a 5 y 10 años, utilizando la misma metodología aplicada en este Estudio.

6. Opciones posibles de expansión del sistema de transmisión (a 5 y 10 años). Recomendamos que la Osinerg realice cada año una actualización de las posibles opciones de expansión del sistema de transmisión a 5 y 10 años, utilizando la misma metodología aplicada en este Estudio.

7. Pronósticos de demanda (a 5 y 10 años). Recomendamos que la Osinerg realice cada año una actualización de pronósticos de demanda a 5 y 10 años, utilizando la misma metodología aplicada en este Estudio.

8. Incertidumbres en el proceso de planificación, y sus posibles rangos de materialización. Recomendamos que la Osinerg realice cada año una actualización de las incertidumbres y sus posibles rangos de materialización, utilizando la misma metodología aplicada en este Estudio.



9. Criterios de planificación. En particular, los valores umbral adoptados para los criterios probabilísticos deben ser revisados con frecuencia, pero como mínimo, luego de cambios importantes en el balance y/o ubicación generación/demanda.

6.7 Base de Datos Eléctricos del SEIN Por las razones discutidas más arriba, el Equipo Consultor encontró muchas dificultades en la derivación de una base de datos del SEIN que pudiese ser interpretada por nuestro programa de simulación de redes (PSS E). La data original se encontraba en otro formato no estándar e incompatible con el PSS E. Luego de intensos esfuerzos y como consecuencia de un conjunto de actividades que aportaron relativamente poco a los objetivos finales del Estudio, pudimos finalmente derivar una base de datos que arrojara resultados consistentes y esperados. En particular, las dificultades más severas surgieron al momento de compatibilizar los modelos de los transformadores de tres arrollados. Los datos de partida fueran aquellos disponibles en el COES para el año 2006, convertidos a un formato compatible con el paquete PSS E Rev. 30.2 de Siemens PTI. La base de datos resultante modela los niveles de tensión de la transmisión (AT, 230 kV; 138 kV) y sub-transmisión (MT, 60 kV; 50 kV), sin contener detalles relativos a la red de distribución (BT, < 50 kV). Las cargas por lo tanto se concentran en las barras de AT y MT, y la generación distribuida en la BT. Por supuesto, no se considera como BT las tensiones de los generadores conectados a los niveles de AT y MT. La primera tarea fue la de realizar un chequeo completo de la consistencia de la base de datos, después de la conversión al formato PSS E, para verificar la exactitud y consistencia de los datos a ser utilizados en los estudios de régimen permanente y transitorio. La base de datos de régimen permanente fue verificada en términos de conectividad, tensiones bases, relación X/R, capacidad de los generadores y limites térmicos. Algunas violaciones fueron encontradas y están presentadas en el Apéndice B. El modelo estático fue complementado para representar los años más significativos para el proceso de planificación. No fue necesario evaluar todos los años entre el 2007 y el 2016. Se consideró que los casos base para el período deben corresponder y coincidir, en la medida que sea posible, con los cambios previstos en los sistemas de potencia, de acuerdo a los antecedentes informados. Los años intermedios modelados fueron el 2010 (corto plazo) y el 2013 (mediano plazo). La base de datos a utilizar en las simulaciones dinámicas fue revisada y verificada en función de las respuestas de los distintos modelos. Esta verificación se efectuó usando las siguientes actividades disponibles en el paquete PSS E:

1. Actividad GRUN - realiza simulaciones de la respuesta de los gobernadores de velocidad de las unidades cuando la unidad se encuentra aislada del sistema. Esta prueba se efectúa con el objetivo de asegurar que la ganancia y constantes de tiempo de cada unidad correspondan a una respuesta bien amortiguada.

2. Actividad ERUN - realiza simulaciones de la respuesta de los sistemas de excitación y de los reguladores de voltaje (AVR) de cada unidad. Los parámetros del regulador de voltaje son chequeados mediante la simulación de la respuesta del sistema de excitación



a un escalón de tensión en la referencia. La prueba se realiza con el generador en circuito abierto y girando a velocidad nominal.

Las principales pruebas efectuadas en los modelos dinámicos están presentadas en el Apéndice D. Los casos bases para los años seleccionados constituyeron la red básica del SEIN. Los modelos de flujo de carga fueron complementados con la inclusión de los proyectos de transmisión y generación previamente decididos o en construcción. Cuando fue necesario, se realizó un análisis de sensibilidad representando casos particulares de despacho y/o de topología que pueden ser considerados como significativos en esta evaluación. El modelo dinámico fue complementado con los datos de generadores y sistemas de control futuros. En los casos en que no existía información disponible sobre tales equipamientos, el Equipo Consultor aplicó su mejor criterio de ingeniería en las especificaciones de estos modelos. Finalmente, en PSS E los parámetros de los modelos están generalmente referidos a la potencia base MBASE. La representación de los sistemas de control fue revisada para evitar errores relacionados con la conversión de los datos de otros simuladores de sistemas de potencia utilizados por el COES. En línea con lo discutido en la Sección 6.4, la base de datos del SEIN se ha entregado a Osinerg tal como se detalla en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1. NOMBRES DE LOS ARCHIVOS DE LA BASE DE DATOS DEL SEIN

Nombre del Archivo Estándar Año Flujo de Carga Cortocircuito Dinámica

PSS E 2006 CIM/XML 2006

Notar que la Tabla 6.1 presenta un área sombreada. Ésta corresponde a la información dinámica en formato CIM/XML. Tal como se discute en la Sección 6.4, la extensión del formato CIM/XML a la información dinámica se encuentra en elaboración. Los archivos en el formato PSS E pueden ser examinados con ayuda del modelo PSS E, mientras que los que se encuentran en el formato CIM/XML pueden ser examinados con la ayuda del modelo PSS™ODMS. Ambos modelos son de la propiedad de Siemens PTI. Durante el transcurso del Estudio, Siemens PTI puso a la disposición de la Osinerg copias de evaluación de ambos modelos.

6.8 Referencias Los siguientes artículos y publicaciones presentan más información en cuanto al modelo CIM, sus aplicaciones, y otros temas afines relevantes:



• D. Becker, H. Falk, J. Gillerman, S. Mauser, R. Podmore, L. Schneberger, “Standards Based Approach Integrates Utility Applications”, IEEE Computer Applications in Power, Vol. 13, No. 4, 10/2000, pp 13 – 20.

• T. Berry, "Standards for Energy Management System Application Program Interfaces", IEEE Int. Conf. on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies 2000, (DRPT2000) London, April 2000.

• deVos, October 2000, "Simplified RDF Syntax for Power System Model Exchange", http://www.langdale.com.au/DAF/PSModelExchange.Pdf.

• D. Brown, G. Robinson, “Using a Common Infrastructure and Language to Integrate Applications at Florida Power & Light”, Distributech 2001.

• deVos, S. Widergren, J. Zhu, "XML for CIM Model Exchange", 22nd IEEE Int. Conf. On Power Industry Computer Applications (PICA), Conference Proceedings, Sydney, Australia, May 2001, pp31- 37.

• L. Grasberg, L.-O. Österlund, 2001, "SCADA EMS DMS--A Part of the Corporate IT System", 22nd IEEE Int. Conf. on Power Industry Computer Applications, Sydney, pp141-147.

• G. Robinson, “Key Standards For Utility Enterprise Application Integration (EAI),” GITA 2002, Enterprise Application Integration Seminar.

• G. Robinson, “Model Driven Integration (MDI) for Electric Utilities”, GITA 2002, Enterprise Application Integration Seminar.

• T. Berry, B. Shephard, "Information exchange standards for power system monitoring and control", 5th IEE Int. Conf. Power System Management and Control (PSMC), London UK, April 2002, pp 136-141.

• J. Dietz, G. Robinson, “Pacficorp’s Integration Bus is Helping to Implement Retail Access”, DistribuTECH 2002, Conference Proceedings.

• EPRI Technical Report, “EPRI Dynamic CIM, Development of the CIM for Dynamic PSADD Data, Report Number 1007499, December 2002.

• J. Gillerman, H. Falk, R. Mackiewicz, “Toward Plug and Play Integration of Utility Applications and Data”, 7/2003 White Paper, www.sisconet.com.

• J. Gillerman, H. Falk, R. Mackiewicz, “Innovative Solutions for Asset Analysis”, 6/2003 White Paper, www.sisconet.com.

• R. Mackiewicz, “The Impact of Standardized Models, Programming Interfaces, and Protocols on Substations”, EPRI Substation Monitoring and Diagnostics Conference 2003.

• Vojdani, “Tools for real-time business integration and collaboration”, invited paper, IEEE PES Vol. 18, No. 2, Special issue on Tools for Managing Restructured Energy Systems, pp 555-562, May 2003.



• X. Wang, N. Schulz, S. Neumann, "CIM Extensions to Electrical Distribution and CIM XML for the IEEE Radial Test Feeders", IEEE Transactions on Power Systems, Volume 18, No. 3, August 2003.

• K. Newberry, G. Robinson, “The Semantic Integration Framework at TVA,” GITA 2004, Conference Proceedings.

• EPRI Technical Report: “CIM Extensions to Support Market Operations Phase 1: Day Ahead and Real Time Scheduling Applications,” EPRI, Palo Alto, CA, 2004, 1009455.

• G. Robinson, J. Zhou, “Utility Applications Should Be Integrated With An Interface Based On A Canonical Data Model, Not Directly With Each Other,” IEEE PSC&E 2004, October, 2004.

• W. Pfuntner, “NYISO Experience with Model Driven Integration,” IEEE PSC&E 2004, October, 2004.

• D. Hengst, “MDI: A Solution for Outage Management,” IEEE PSC&E 2004, October, 2004.

• H. Forsythe, “Key Drivers and Challenges for Moving Toward a Model-Driven Integration Solution for an Established RTO,” IEEE PSC&E 2004, October, 2004.

• EPRI Technical Report, “Report on the Sixth Control Center Application Program Interface (CCAPI) Interoperability Test: The Power of the Common Information Model (CIM) and Generic Interface Definition (GID) to Exchange Power System Data,” EPRI, Palo Alto, CA, 2004, 1010117.

• EPRI Technical Report, “CIM Extensions to Support Market Operations Phase 2: Day Ahead and Real Time Scheduling Applications, EPRI, Palo Alto, CA: 2004.

• S. Neumann, K. Shankar, Ali Vojdani, “Applying Workflow Technologies to Integrate Utility Business Processes”, Distributech 2005.

• Leonard, G. Robinson, “Achieving Reliability Objectives with the Aid of a Service Oriented Architecture,”, DistribuTech 2005.

• Vojdani, S Neumann, M. Cain, “California Demand Response Business Network (DRBizNet)”, Final Report on California Energy Commission Project No. 500-01-043, DR-04-01, April 2005.



Página en Blanco.


Sección

7 Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Fase 1: Decisiones Estratégicas

7.1 Introducción A fin de comprobar el correcto desempeño del modelo de planificación desarrollado, la presente sección contiene la primera fase (decisiones estratégicas) del estudio de planificación de expansión de la transmisión a largo plazo aplicado al SEIN. Entre los criterios metodológicos que han sido tomados en cuenta para la elaboración del Plan de Expansión se encuentran los siguientes:

La metodología aplicada es apta para el desarrollo de planes de expansión de la transmisión en mercados competitivos.

Los escenarios considerados incluyen una evaluación del riesgo.

La justificación técnica y económica de las propuestas de expansión son robustas: no son fuertemente dependientes de la nueva generación proyectada, y cuya construcción pudiera no concretarse.

La mejor alternativa de expansión (donde hay más que una opción) ha resultado de un orden de mérito.

La evaluación económica del plan consideró un análisis beneficio/costo.

Esta primera fase consiste en la selección de las opciones fundamentales (corredores de transmisión y niveles de tensión), es decir, dedicada al diseño de la capacidad óptima del sistema para el año horizonte. En esta fase, como señalan los términos de referencia, el grado de confiabilidad de la red es aquel garantizado por la adopción de un apropiado criterio determinístico, y al nivel de continuidad del servicio requerida. Esta fase muestra los refuerzos que garantizan la adecuación técnico-económica de la red respecto a los escenarios previstos, con un criterio determinístico de confiabilidad (como se verá un poco más abajo); así como define las tecnologías a utilizar.

Cabe destacar que esta fase no incluía un análisis usando los criterios probabilísticos, los cuales miden la congestión de la red. Por lo tanto, los resultados citados en esta sección se completan en la sección siguiente, donde consideramos los criterios probabilísticos.

Los estudios estratégicos prestan atención especial a las incertidumbres. Pueden a veces representarse con modelos de probabilidad. Normalmente no se usan tales modelos porque:

Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Fase 1: Decisiones Estratégicas


• No sabemos las probabilidades, y

• Nos interesan más posibilidades.

Se ha sugerido usar solo criterios “determinísticos” en esta parte del trabajo. Sin embargo, analizamos también modelos y criterios “probabilísticos.” Pero el espíritu de este trabajo está en las posibilidades, no en las probabilidades.

7.2 Opciones En este estudio nos enfocamos en dos opciones principales:

• Posibles corredores nuevos de transmisión, a saber:

o Centro-norte,

o Centro-sur oeste,

o Centro-sur este,

o Sur oeste-sur este, y

o Anillo metropolitano alrededor de Lima.

• Nuevos niveles de tensión (ver tabla 7.1)

7.3 Atributos Analizamos las opciones con cuatro atributos:

• Inversión o costo capital, en dólares de los EE.UU. del 2006, sin inflación.

• MW abastecidos a nivel N-1.

• Horas (esperadas) de despacho no-económico (HDN).

• MWh de flujos interrumpidos (MFI).

También trabajaremos con el concepto de capacidad de transferencia. Capacidad de transferencia es la cantidad máxima que se puede inyectar en la red en una zona (norte, por ejemplo) y extraer simultáneamente en otra (centro, por ejemplo) sin arriesgar la seguridad operacional del sistema.

Las opciones afectan a estos cuatro atributos, y a la capacidad de transferencia. El propósito del estudio estratégico es seleccionar entre las opciones para maximizar o minimizar, según el caso, todos los atributos.

Tabla 7.1 Opciones de transmisión

opción $/km1 x 220-kV 150,000$ 2 x 220-kV 250,000$ 1+2 x 220/kV 400,000$ 1 x 500-kV 225,000$ 2 x 500-kV 375,000$



7.4 Incertidumbres Uno de los desafíos principales es el hecho que hay parámetros cuyos valores desconocemos o no podemos controlar. Incertidumbres son especialmente importantes en estudios estratégicos.

7.4.1 Flujos El flujo en una línea es una de las incertidumbres más interesantes. Es incierto porque depende del parque de generación, del costo de combustible, de la hidrología, de la demanda, etc. Todas son incertidumbres, y por lo tanto, los flujos también lo son.

En las Figs. 7.1 y 7.2 damos dos ejemplos, tomados de un estudio usando PERSEO hecho por ingenieros del Osinerg. Ver en el apéndice F cómo se calcularon. La Figura 7.1 es una curva de “duración de flujos” - un modelo estadístico que indica cuantas horas al año el flujo supera a cierto valor.

La curva de la Figura 7.1 es bien lineal – fácil de usarla para análisis. Desgraciadamente, la de la Figura 7.2 es muy no-lineal.

-50

0

50

100

150

200

250

0 2000 4000 6000 8000 10000

Horas cumulativas

Tran

sfer

enci

as (M

W)

Fig. 7.2 Los flujos entre las regiones central y sur tienen un modelo probabilístico difícil.

0

10

20

30

40

50

60

0 5000 10000

Horas cum

Tran

sfer

enci

as M

W

Fig. 7.1 Estadísticas de flujos, Moquegua-

Puno.



Estas curvas se prepararon suponiendo que no había restricciones en los flujos en la red. Por lo tanto se pueden usar para calcular HDN y MFI, como se indica en el apéndice F. Una restricción es una línea horizontal que corta la parte superior de la curva. Teniendo la curva, es bien fácil calcular HDN y MFI.

Estas curvas deben calcularse por un juego de suposiciones, usando PERSEO. Construimos modelos aproximados en esta fase del estudio, pero las conclusiones preliminares que obtuvimos de ellas fueron examinadas nuevamente durante la Fase 2 (ver secciones siguientes).

Hay dos insumos a PERSEO que afectan mucho a los flujos en la red – el crecimiento de la demanda y la construcción de centrales nuevas.

7.4.2 Demanda La demanda en el Perú se divide en dos partes:

• Demanda que crece en forma orgánica – probablemente demanda residencial y comercial. Esta demanda crece con aumentos en la población y refleja la economía local.

• Demanda industrial que cambia en forma “quantum”. Esta clase de demanda es mucho más difícil de predecir. Responde a mercados mundiales por productos industriales peruanos.

Se nos suministró un pronóstico de la demanda para el año 2016. Separamos la parte orgánica de la parte quantum.

La parte orgánica está pronosticada para crecer a una tasa anual de 5.2%, con pequeñas diferencias de región a región. Dada la estabilidad de la demanda orgánica, y su inercia, estimamos que usar valores de 2%, 5.2%, y 8% captaremos los efectos importantes.

El crecimiento pronosticado para la demanda quantum nos parece algo bajo. Se supone que la demanda orgánica se aumentará en 75% en diez años – pero la demanda quantum en solo 39%. No solo el aumento sino también la ubicación de la demanda quantum es bien incierto. Por lo tanto, escogemos un rango de valores de 50%, 100%, y 200% del pronóstico.

Estos análisis se describen en más detalle en el apéndice G.

7.4.3 Generación Nadie – ni el Osinerg ni el resto del gobierno – sabe o maneja donde se instalarán con exactitud (ubicación, capacidad y fecha) nuevas centrales. El Osinerg nos suministró seis escenarios de generación. Cada uno suma aproximadamente 2.250 MW nuevos entre 2006 y 2016.

Hay 615 MW de generación, anticipados para los años 2006-2009, que forman parte de cada escenario. Suponemos que estas son comprometidas y que están bajo construcción y son firmes. Hay 3.142 MW de otras centrales en estos escenarios. Ninguno apareció en cada escenario.



Con los 2.250 MW apenas se puede abastecer el crecimiento esperado en la demanda. Con los 3.142 más los 615 se puede abastecer un crecimiento en demanda un poco más alto de lo esperado. El apéndice G contiene los valores altos – medianos – bajos adoptados para el crecimiento de generación en cada área.

Estudiamos varias combinaciones de estas incertidumbres en generación y demanda, incluyendo casos donde la generación crece en una región pero la demanda en otra.

7.5 Análisis Los términos de referencia para este proyecto anticiparon el uso solo de criterios determinísticos en esta fase. Pero el restringirnos así limitaría mucho la validez de nuestras conclusiones. En particular, el emplear solo el criterio N-1 sin los criterios HDN y MFI ignora importantes dimensiones operacionales y económicas. Las conclusiones de la fase 1 se ajustan con los análisis probabilísticos en la fase 2 (sección 8).

Al hacer esto estaremos combinando en parte los estudios fase 1 y fase 2 del proyecto.

En la fase 2 continuamos la forma de análisis descrita abajo, pero con datos más precisos y extensos calculados usando modelos probabilísticos que podrán cambiar las conclusiones.

Llegamos a una conclusión preliminar en cuanto a un nivel más alto de voltaje, y a conclusiones un poco más tentativas en cuanto a corredores.

7.5.1 Tensión Nuestros estudios indican con bastante claridad que la expansión en el sistema en 220 kV es conveniente. Las Figuras 7.3 – 7.6 demuestran esto. La Tabla 7.2 es la clave para interpretar las figuras.

Tabla 7.2 Identificación de los series en las figuras.

opción1 1 x 220-kV2 2 x 220-kV3 1+2 x 220/kV4 1 x 500-kV5 2 x 500-kV



Los dos atributos en la figura 7.3 (reducción de HDN y reducción de MFI) deben ser maximizados. Entonces la región de interés está en el cuadrante “noreste” (esto es, arriba y a la derecha).

Los símbolos en el “noreste” son todos para un circuito simple en 220 kV. Esta opción domina (supera) a la de 500 kV, cuyos símbolos están todos a la izquierda y abajo. Un corredor de circuito simple en 220 kV satisface el criterio MFI por algunos futuros. Casi llega a satisfacer el criterio HDN por algunos futuros.

Se nota la misma relación entre niveles de tensión 500 kV y 220 kV en la Figura 7.4, para un corredor nuevo centro-sur oeste. Pero este corredor a penas satisface el criterio MFI en un futuro o dos, y está muy lejos de satisfacer el criterio HDN. Este corredor es bastante menos valioso que el anterior.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 5 10 15 20

MFI GWh/$

HDN

hor

as/$

Series1Series2Series3Series4Series5

Fig. 7.4 Para un corredor centro-sur oeste una línea en 220 también domina la en 500 kV.

0102030405060708090

100

0 10 20 30

MFI (GWh/$)HD

N (h

oras

/$)


Fig. 7.3 Índices probabilísticos para corredor sur oeste-sur este. Reducción de HDN y de MFI.



La Figura 7.4 parece tener menos símbolos que la Figura 7.3. La realidad es que en algunos futuros (realizaciones de incertidumbres) los valores de los índices son 0, y los símbolos están localizados en el origen de los ejes.

La Figura 7.5 muestra el efecto de las opciones y las incertidumbres en un índice “determinístico” que mide el incremento en demanda y generación conectado a la red a un nivel de confiabilidad N-1. Esta figura es para un corredor norte-centro. Tres de las opciones de voltaje superan a 3 W/$ en algún futuro. Por ejemplo, en un futuro el serie 5 (500 kV) tiene un beneficio muy elevado – con un costo elevado, también. En otros futuros este nivel de voltaje siga siendo muy costoso, pero con beneficios pequeños. Este nivel de voltaje representa una opción no robusta.

En la Figura 7.5 presentamos un estudio del anillo metropolitano. Esto requiere cierta explicación.

En sistemas tan enmallados como es el de Lima y sus alrededores, la red forma una parte muy integrada del sistema. Se ha notado que hay una relación bastante firme entre el crecimiento de la red y el de la demanda/generación. Un anillo alrededor de Lima tendría una función muy distinta de los corredores en el campo.

0

200

400

600

800

1000

1200

- 50 100 150 200 250 300

Costos ($ millones)

N-1

(MW

)


Fig. 7.5 En esta cuadra para un corredor norte-centro el objetivo es minimizar costo y maximizar MW N-1. La región más deseable está en el “noroeste” de la figura.



Una medición importante del sistema central es la capacidad de transferencia entre Ventanilla/Zapallal y San Juan.

Calculamos la relación actual entre demanda y esta capacidad de transferencia. Con base en los pronósticos de demanda, hicimos estudios de sensibilidades en cuanto a esta relación.

Supusimos varios niveles indicados de capacidad de transferencia, e identificamos las opciones que las permitirían. Estas opciones aparecen en la figura.

Se nota que por lo general la línea simple 220-kV domina a las demás. Sin embargo, hay futuros donde esta línea no da lo que se requiere. La línea en 500 kV, al contrario, casi siempre arroja resultados adecuados.

Quiere decir que aquí hay que estudiar con más cuidado el desarrollo del sistema. La opción 220 kV no es robusta para el anillo metropolitano.

7.5.2 Corredores Se nota que hay diferencias en los atributos entre figuras. Por ejemplo, los valores de HDN y MFI son bastante más altos por el corredor sur oeste-sur este que por el corredor centro-sur oeste (figuras 7.3 y 7.4). Esta observación ha sido revisada nuevamente en la segunda fase del estudio.

7.6 Conclusiones Las decisiones estratégicas sobre introducir un nivel nuevo de tensión o abrir corredores nuevos tienen que reconocer incertidumbres claves. Las más importantes en el Perú para nuestros fines son el crecimiento de la demanda y la construcción de nuevas centrales. La incertidumbre hidróloga también afecta las decisiones.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 500 1000 1500 2000

Capacidad de Transferencia Requerida (MW)

Cost

o ($

mill

ones

)


Fig. 7.6 La capacidad requerida en el anillo metropolitano es incierta, Cada símbolo representa una opción que provee la capacidad de transferencia indicada.



Hemos determinado valores bastante extremos para estas incertidumbres. Tenemos confianza en que estos valores enmarcaran su eventual realización.

También hemos identificado opciones razonables – cuatro corredores nuevos en la zona radial del SEIN, más un anillo alrededor de Lima. Hemos identificado varias clases de líneas que se podrían construir en cada corredor, tanto en 220 kV como en 500 kV.

Hemos identificado los atributos que empleamos para juzgar estas opciones estratégicas frente a las incertidumbres. Son los criterios determinísticos y probabilísticos N-1, HDN, y MFI descritos en la sección 4.

Los términos de referencia indicaron que esta fase del estudio tenía que basarse en un criterio determinístico de fiabilidad – empleamos el criterio N-1. Son los criterios probabilísticos HDN y MFI que miden la congestión. Por faltar una dimensión importante, los resultados de esta fase del estudio son parciales. Descubrimos la necesidad de emplear los criterios probabilísticos para representar las incertidumbres hidroeléctricas y de demanda horaria y para modelar los flujos y la congestión. Análisis más extensos y más definitivos se llevaron a cabo en la fase 2. Estos afinan las conclusiones de la fase 1, que son:

• En cuanto a tensión, por lo general, expansión en 220 kV es indicada. Hay condiciones donde expansión del corredor norte-central en 500 kV parece competitiva pero riesgosa. Para el anillo metropolitano ni expansión en 220 kV ni en 500 kV es robusta.

• En cuanto a corredores nuevos, todos satisfacen los criterios en forma bastante robusta salvo el corredor Central-Suroeste.

Demostramos el tipo de análisis de opciones e incertidumbres que llevaremos a cabo, usando el método trade-off risk análisis, en la fase 2. Los resultados específicos de las simulaciones que respaldan estas conclusiones se incluyen en la sección 9 – Estudio de Planificación Aplicado al SEIN – Resultados.

Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Fase 2: Optimización de la Expansión


Sección

8 Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Fase 2: Optimización de la Expansión

8.1 Introducción La presente sección contiene la segunda fase (optimización de la expansión) del estudio de planificación de expansión de la transmisión a largo plazo aplicado al SEIN. Esta segunda fase se ha desarrollado con la ayuda de métodos determinísticos y probabilísticos con el objetivo de verificar la adecuación de los refuerzos de red previstos mediante la aplicación de los criterios de planificación desarrollados en la sección 4.

Esta sección contiene una serie de análisis de alto nivel de complejidad. Se desarrollaron usando técnicas y conceptos nuevos, y muy avanzados. De esta manera se logró efectuar un estudio mucho más amplio de lo que normalmente se esperaría.

En esta sección también afinamos los análisis estratégicos de la primera fase (sección 7). En esta sección utilizamos herramientas probabilísticas mucho más extensas para analizar las decisiones estratégicas. Puesto que los análisis estratégicos y de optimización están muy vinculados, tratamos ambas en esta sección. En particular, analizamos las opciones estratégicas considerando opciones concretas y no abstractas.

Para facilitar su entendimiento sugerimos que el lector empiece en la sub-sección final de la sección para entender nuestras recomendaciones y conclusiones y hacia donde vamos. Entonces podrán regresar al inicio de la sección y entender mejor cómo llegamos allí.

La próxima sub-sección (8.2) formula el problema en cuanto a opciones, incertidumbres, y atributos. Se explica una organización poderosa “al revés” de los análisis que se acostumbran hacer. De esta manera se pudo hacer un análisis mucho más extenso en el tiempo disponible.

En la siguiente sub-sección (8.3) se presentan los estudios que se efectuaron de PERSEO. También se incluyen los estudios realizados con el PSS™E así como también de otros estudios efectuados para obtener los datos que se necesitaban.

La sub-sección 8.4 muestra la base de datos desarrollada y la 8.5 muestra una descripción de un análisis de equilibrio (optimización) para el futuro base o esperado. Dado que este es un estudio a largo plazo es imprescindible reconocer que las incertidumbres pueden alterar las conclusiones. La sub-sección 8.6 suministra ejemplos al respecto. La penúltima sub-



sección (8.7) describe un análisis de riesgos y la última sub-sección incluye las conclusiones y recomendaciones.

8.2 Formulación: Opciones, Incertidumbres, y Atributos

8.2.1 Opciones Las opciones a considerar incluyen las siguientes. Ciertas de ellas representan realizaciones concretas de las opciones estratégicas de la sección 7. (El nombre abreviado que aparece en las figuras se encuentra en paréntesis).

1. Línea Cajamarca-Carhuaquero 220 (CajaCarhu) independiente de las líneas Vizcarra- . . . -Piura Oeste. Suponemos que la línea Cajamarca-Conga-Corona-Carhuaquero 220 se construirá para abastecer demandas importantes en Conga y Corona y no la consideramos como opción en este análisis. Es parte del corredor norte-central.

2. Líneas Cajamarca-Caclic y Caclic –Moyobamba 138 (CajaMoyo).

3. Líneas Vizcarra-Cañón del Pato (Huallanco) (VizcHuall), Cañon del Pato-Cajamarca 220 (HuallCaja), Cajamarca-Carhuaquero 220, Carhuaquero-Piura Oeste 220 (CarhPiura), y Piura Oeste-Talara-Zorritos (PiuraZorr). Son partes del corredor norte-central.

4. Anillo metropolitano (considerando que decisiones en cuanto al anillo metropolitano podrían afectar las decisiones en cuanto a las líneas Vizcarra- . . . -Piura Oeste, pero no viceversa). Analizamos cuatro opciones (ver Figura 8.1a y 8.1b):

a. Fuerte (LimaFuert),

b. Alternativa 1 (LimaAlt 1),

c. Alternativa 2 (LimaAlt 2), y

d. Light (LimaLight).

Esta opción es la parte crítica futura del anillo metropolitano. Puesto que mucha generación futura podrá aparecer al sur de Lima, esta opción también está muy vinculada con el corredor norte-central.

5. Línea Machu Picchu-Las Bambas-Cotaruse 220 (MachCota). Mostraremos que esta opción es el vínculo más interesante de un corredor nuevo central-sureste.

6. Línea Cotaruse-Marcona 220 (MarcCota). Esta opción es parte de corredores centro-sureste y centro-suroeste.

7. Línea Marcona-Socabaya 220 (MarcSoca). Esta opción también es parte de corredores centro-sureste y centro-suroeste.



8. Línea Machu Picchu-Tintaya-Puno 220 (MachTinta o MachPuno). Mostraremos que esta opción es una realización de un corredor sureste-suroeste.

9. Replazo de los condensadores Cotaruse 220 y añadir un vinculo AC/DC/AC en Cotaruse (CotaDC). Aunque esta opción no es estrictamente un corredor nuevo centro-sureste, tiene características equivalentes a un corredor nuevo. Compita con un corredor nuevo entre las regiones Central y Suroeste.

10. Otra línea Mantaro-Socabaya 220 y equipo FACTS en Cotaruse. Estas opciones surgieron en las últimas horas del estudio. Se analizaron comparándolas especialmente a la opción AC/DC/AC en Cotaruse. Estas opciones son realizaciones de un corredor nuevo entre las regiones Central y Suroeste.

Un conjunto de una opción o más se llama un plan. Normalmente se analizan planes. Para este estudio, puesto que las opciones son mayormente independientes las unas de las otras, el análisis se enfocó en opciones y en decisiones estratégicas.

S.JUAN

S.ROSA

CHAVARRIA

ZAPALLAL CHILCA

VENTANILLA

ALTERNATIVA FUERTE

500 kV500 kV

220 kV220 kV

PLANICIE

220 kV

S.JUAN

S.ROSA

CHAVARRIA

ZAPALLAL CHILCA

ALTERNATIVA INTERMEDIARIA 1

500 kV500 kV

220 kV220 kV

PLANICIE

220 kV

Figura 8.1a Alternativas, anillo metropolitano.



La Figura 8.2 contiene el costo de cada opción. Identificamos ciertos interfaces críticos. Los nombramos en la Figura 8.2. La Figura 8.2 identifica la capacidad de transferencia y la supuesta operación de cada interfaz con y sin la opción. Algunos de ellos corresponden a los corredores (opciones estratégicas) de la sección 7.

S.JUAN

S.ROSA

CHAVARRIA

ZAPALLAL CHILCA

VENTANILLA

ALTERNATIVA INTERMEDIARIA 2

500 kV500 kV

220 kV220 kV

PLANICIE220 kV

S.JUAN

S.ROSA

CHAVARRIA

ZAPALLAL CHILCA

ALTERNATIVA LIGHT

220 kV220 kV

PLANICIE220 kV

Fig. 8.1b Alternativas, anillo metropolitano.



8.2.2 Incertidumbres Las incertidumbres claves para el SEIN son aquellas que se presumen afectarían a los flujos que podrían superar la capacidad de la red existente. Las incertidumbres claves incluyen la demanda y la generación u oferta en cuatro regiones: norte, central, suroeste, y sureste. En los análisis estas se representan como “desconocidos pero limitados.” Es decir, por cada incertidumbre se supuso valores máximos, medios, y mínimos para el año 2016. No se supuso ninguna distribución probabilística entre los extremos. No se analizaron futuros con las demandas o las ofertas en todas las áreas a los extremos máximos ni mínimos simultáneamente. Analizamos posibilidades, no probabilidades, por razones teóricas importantes que tratamos en secciones anteriores. La hidrología presenta otra incertidumbre importante para la planificación de la red.

Costos Sin Opción Con OpciónOpciones Largo (km) (US $ x 000) Interfaces MW MWPiura-Talara-Zorritos 220 241 19,280 Piura-Talara 220 (2 circuitos) N-0 150 N-1 150

Carhuaquero-Piura 220 250 20,000 Chiclayo-Piura 220 + Carhuaquero-Piura 220

N-0 150 N-1 150

Cajamarca-Carhuaquero 220 103 8,240 Guadalupe-Chiclayo 220 + Cajamarca-Conga 220 + Cajamarca-Carhuaquero 220

N-1 150 N-1 300

Cajamarca-Conga-Corona-Carhuaquero 220 103 10,240 mismo N-0 omit omitCajamarca-Calic (138) y Caclic-Moyobamba (138) 246 17,220 Tingo María-Bellavista 138 +

Cajamarca-Caclic 138N-0 44 N-1 44

Huallanca-Cajamarca 220 215 23,650 Chimbote-Trujillo 220 (dos circuitos) + Huallanca-Cajamarca 220

N-1 150 N-1 300

Vizcarra-Huallanca 220 215 23,650 Paramonga-Chimbote 220 (2 circuitos) + Vizcarra-Huallanca 220

N-1 150 N-1 300

Marcona-Cotaruse 220 170 18,700 Cotaruse-Socabaya (dos circuitos) + Marcona-Socabaya

N-1 N-1

Marcona-Socabaya 220 400 44,000 Cotaruse-Socabaya (dos circuitos) + Marcona-Socabaya

N-1 520 N-1 520

Machu Picchu-Bambas-Cotaruse 220 170 18,700 Machu Picchu-Cachimayo 138 + Machu Picchu-Quencoro 138 + Machu Picchu-Bambas-Cotaruse 220

N-1 60 N-1 120

Machu Picchu-Tintaya-Puno 220 445 48,950 Machu Picchu-Bambas-Cotaruse 220 + Quencoro Combapata 138 + Machu Picchu-Tintaya-Puno 220

N-1 120 N-1 420

AC/DC/AC + capacidores en Cotaruse 0 115,000 Cotaruse-Socabaya (dos circuitos) N-1 150 N-1 520Anillo MetropolitanoAnillo Fuerte 120 58,500 Chilca-Planicie 500 (2 circuitos) 300 N-1 700

Chilca-Planicie-Zapallal 500 (2 circuitos)Anillo Intermediaria 1 96 23,120 Chilca-Planicie 220 (2 circuitos) +

Chilca-Zapallal 500N-1 300 N-1 600

Chilca-Planicie-Zapallal 220 (2 circuitos) 120 39,600 Chilca-Zapallal 500 (1 circuito)

Anillo Intermediaria 2 96 15,440 Chilca-Planicie 220 + Chilca-Zapallal 500

N-1 300 N-1 300

Chilca-Planicie-Zapallal 220 (1 circuito) 120 39,600 Chilca-Zapallal 500 (1 circuito) 2,000

Anillo LightChilca-Planicie-Zapallal 220 (2 circuitos) 96 15,440 Chilca-Planicie 220 (2 circuitos) N-1 N-1 300

Cap. de Transfer.

Figura 8.2 Opciones y sus parámetros.



8.2.2.1 Demanda El desarrollo de valores futuros de demanda puntual anual se presentó en la Sección 6 y el Apéndice G. Valores actualizados se encuentran en la Figura 8.3.

Es de notar que los rangos entre los extremos son muy amplios. Evitamos así el error más común e importante de la planificación – el suponer que sepamos más de lo que realmente se sabe. Es demasiado común decir, “Pronosticamos una tasa de crecimiento de demanda en 5%/año, +/- 1%, por diez años,” etc.

El conjunto de realizaciones (una por incertidumbre) se llama un futuro.

8.2.2.2 Generación Tal como se anunció en una sección anterior, Osinerg desarrolló seis escenarios importantes y bien pensados para la evolución futura del parque de generación. Aunque ciertas centrales nuevas o amplificadas estén decidas, la mayoría son inciertas. Dependerán en el progreso económico del país y de la localidad, en políticas sociales del gobierno, y en los futuros mercados internacionales para productos peruanos – todos inciertos.

En la Sección 6 y el Apéndice G del Informe Parcial se presentaron valores extremos y medianos para el parque de generación en cada área en el año 2016. Se notará que los rangos entre los extremos son muy amplios. Ver Figura 8.4. Hay detalles en el Apéndice I.

8.2.2.3 Hidrología Tenemos a nuestra disposición series de datos hidrológicos de buena calidad que abarcan tres décadas. Por lo tanto, estas incertidumbres se pudieron representar en forma probabilística, usando las series históricas, considerándoles como equi-probables.

Al considerar más detenidamente el asunto, decidimos no representar esta incertidumbre de esta manera. El análisis de riesgos será más informativo considerando tres realizaciones distintas de hidrología: año húmedo, año promedio, y año seco. Ver Figura 8.5 y Apéndice J. Para fines analíticos, asociamos con cada año la probabilidad de excedencia que se

Figura 8.4 Incertidumbre en Generación

Gen Norte Gen Centr Gen SurOe Gen SurEsAlto 1305 5759 1702 865

1248 5440 1510 722Promedio 1191 5121 1317 580

1147 4871 1166 468Bajo 1102 4620 1015 356

Figura 8.3 Demanda puntual anual en 2016 (MW)

Dem Norte Dem Centr Dem SurOe Dem SurEsAlto 1115 4424 823 413

974 3950 723 354Promedio 833 3475 623 294

721 3060 559 254Bajo 608 2645 495 214



encuentra en la tabla. El valor del año húmedo es 2.4% o 2. Para el año promedio, es 51.20% o 51. Para el año seco es 97.6% o 98.

8.2.3 Atributos Los atributos a medir son:

1. MW (demanda y generación) con servicio N-1,

2. Horas despacho no-económico (HDN),

3. MWh de flujos interrumpidos (MFI), e

4. Inversiones.

El primer atributo es la totalidad de generación y demanda cuyo almacenamiento en el punto de conexión con el SEIN, sea directa o por medio de un circuito de sub-transmisión, se aumente de N-0 a N-1 por una opción nueva. Este atributo mide la confiabilidad adicional que se puede atribuir a cada opción. (Reconocemos que muchas centrales se evacuan y mucha demanda se alimentan por líneas radiales de sub-transmisión y distribución. Esto es normal en todo el mundo. No podrán tener verdadero servicio N-1 hasta que estas formen una malla. Pero nuestra visión se concentra en el SEIN.)

El HDN es la disminución en horas de despacho no-económico a causa de una opción. Por ejemplo, supongamos que HDN = 100 por una línea dada. Significa que con la línea nueva hay 100 horas menos por año de despacho no-económico. El MFI se representa en la misma manera. Estos dos atributos midan la disminución en congestión que se puede atribuir a cada opción.

Figura 8.5. Incertidumbre de Hidrología

Año Energía [GWh]

Probabilidad de Excedencia

1973 20061 2.40%

1989 18826 51.20%

2004 16693 97.60%

Repetimos que hay dos criterios n-1. El primero, del NERC, dice que hay que operar el sistema de tal forma que pueda aguantar cualquier contingencia. Reconocimos este criterio en los estudios que hicimos para calcular la capacidad de transferencia, en la Sección 9. El criterio n-1 que diseñamos para planificación en el Perú es distinto. Mide los MW de demanda y generación que tienen acceso al SEIN por dos líneas. Así podrán aguantar una contingencia sin apagón – siempre cuando el sistema se opere conforme al primer criterio n-1.



Es de notar que estos tres primeros atributos dependen no sólo de las opciones, sino también de los valores eventuales de las incertidumbres. También es de notar que calcular valores para HDN y MFI es muy complicado.

Las inversiones totales se pueden convertir en pagos equivalentes anuales, usando una tasa de descuento de, digamos, 12% y un periodo de, digamos, 30 años. Estos darán una tasa anual equivalente de 12.41% de la inversión capital. Las conclusiones serán iguales usando inversiones o cargas anuales, puesto que difieren sólo por una constante. Los criterios de planificación presentados en la Sección 4 tendrían que ajustarse por el mismo factor si los costos se expresasen en valores anualizados.

El objetivo, entonces, es elegir planes que maximizan los primeros tres atributos y minimizan el costo de inversión. Para fines prácticos es muy conveniente usar como filtro los criterios que desarrollamos en la sección 4.

8.3 Desarrollo de Datos

8.3.1 Estrategia de Análisis Para facilitar el análisis – para que fuera práctico analizar el problema tan amplio que se nos presentó – empezamos por aumentar el sistema con todas las opciones descritas arriba. Esto nos permitió sacarlas una por una del sistema y así ver el empeoramiento de los atributos.

El programa PERSEO jugó un papel importante en el estudio. No pudimos hacer los miles de estudios con PERSEO que se necesitaban para calcular los valores de atributos por los muchos futuros que enfrentaba cada plan. Por lo tanto, usamos el programa TO/R para extraer mucha información de un juego pequeño de estudios realizados con PERSEO.

8.3.2 Nudos Identificamos un juego de 23 escenarios (futuros con planes) para simular usando PERSEO. Estos 23 escenarios se llaman “nudos.” Los detalles del proceso de identificación, y la descripción de los nudos, se encuentran en el Apéndice J.

Los nudos incluyen valores esperados de las incertidumbres, valores extremadamente altos o bajos, y valores intermedios. Se eligieron para maximizar el número de escenarios que se podrían evaluar en un paso siguiente usando TO/R, para que el rango de realizaciones de las incertidumbres analizadas fuera amplio.

8.3.3 Estudios PERSEO: HDN y MFI En los estudios PERSEO nos enfocamos en ciertos interfaces (combinaciones de una línea o más). Ver Figura 8.2.

Los estudios se efectuaron sin límites impuestos por el sistema transmisión. Quiere decir que los flujos calculados por PERSEO representan los que ocurrirían con una red muy fuerte.



Esta tabla también contiene capacidad de transferencia (MW) por cada interfaz – sin y con la opción. Estas capacidades se calcularon o usando el software MUST de Siemens-PTI o sin software, considerando solo la geometría de la red, según el caso.

Esta tabla también contiene las suposiciones sobre si cada área se operaría en nivel N-0 o N-1, sin y con cada opción. Los valores de HDN y MFI se calcularon por cada nudo.

8.4 Expansión de Base de Datos Usando el software TO/R efectuamos interpolaciones de alto orden entre los 23 nudos. Desarrollamos una base de datos de unos 13.400 escenarios para analizar. Los detalles se encuentran en el Apéndice L.

8.5 Análisis de Equilibrio: Futuro Base En la Figura 8.6 se representan valores de HDN y MFI para 16 opciones. Esta figura representa un caso base. Se calculó usando valores promedios de generación y demanda, con hidrología húmeda.

La mayoría de las opciones no llegan al nivel de los criterios que desarrollamos en la Sección 4:

• HDN > 100 horas de reducción en despacho no económico por año por millón de dólares invertidos, y

• MFI > 15 kWh de mejora en flujos interrumpidos por restricciones de la red por año por cada dólar invertido.

De hecho, 10 de las opciones tienen valores 0 para estos atributos. Significa que estas opciones no disminuyan la congestión.

Figura 8.6

Demanda/generación - promedio. Hidrología - húmeda. Cada serie es para uno (o más)

opciones.

0

10

20

30

40

50

60

0 50 100 150 200

HDN (h/$ millon)

MFI

(kW

h/$)

10 opcionesLimaFuerte y Alt 1HuallCajaMachuCotaVizcHuallMachuPuno



Pero seis opciones superaron o casi llegaron a estos niveles, como se puede notar en la figura. Los más deseables son los que se encuentran en el “noreste” de la figura. (Queremos maximizar los dos atributos.) La “mejor” opción es la línea Huallanca-Cajamarca, seguida por las dos líneas que evacuarán Machu Picchu.

Llama la atención el hecho que la línea Machu Picchu-Cotaruse mejora mucho el atributo MFI pero no mejora en nada el atributo HDN. ¿Cómo puede ser? La respuesta es que con o sin esta línea habrá congestión entre la zona Machu Picchu y el sistema SEIN fuerte en el caso base. La línea no disminuye las horas de congestión, pero sí disminuye su magnitud.

Ésta figura no es la historia completa. Dos opciones podrían ser iguales en cuanto a estos atributos. Pero una podría ser mucho más cara que la otra. En la Figura 8.7 mostramos el equilibrio entre inversiones y uno de los atributos de la Figura 8.6.

En esta figura, la región en el noroeste es la más deseable. Queremos minimizar inversiones y maximizar MFI.

Si hubiera un límite en los fondos disponibles, la Figura 8.7 ayudaría a identificar las mejores opciones para aprovechar los fondos sin excederlos.

8.6 Efectos de Incertidumbres Es una tentación llegar a conclusiones base a análisis usando valores promedios o esperados. De hecho, muchos estudios de planificación lo hacen. A continuación demostraremos como esto puede llevar a conclusiones erradas.

La Figura 8.8 muestra cómo una incertidumbre – la hidrología – puede afectar los flujos durante un año. Hay una diferencia grande entre un año húmedo y un año normal o seco. Sin embargo, esto no afecta los atributos para un segundo circuito entre Talara y Piura. Los flujos, aunque varían bastante, no superan la capacidad de la línea actual.

Figura 8.7

Demanda/generación - promedio. Hidrología - promedio. Cada series es una (o más)

opciones.

0

10

20

30

40

50

60

0 50,000 100,000 150,000

Inversión ($ x 000)

MFI

(kW

h/$)

10 opcionesLimaFuerte y Alt 1HuallCajaMachuCotaVizcHuallMachuPuno



En la Figura 8.9, los flujos de Parmonga a Chimbote y Vizcarra a Huallanca no varían tanto – pero provocan una diferencia grande en HDN y MFI. Esto es porque las líneas actuales están cerca de sus límites.

8.7 Análisis de Riesgos

8.7.1 Robustez de las Opciones – Análisis de HDN y MFI En la Figura 8.10a presentamos los índices HDN y MFI para las seis opciones más interesantes del caso base, en cientos de futuros distintos. En la Figura 8.10b borramos ciertas opciones para ver otras que estaban escondidas en la Figura 8.10a.

Figura 8.9 Flujos, Paramonga-Chimbote y Vizcarra-Huallanca, en tres ciclos hidrológicos.

-200

-100

0

100

200

300

400

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10

Horas

Fluj

os (M

W)

HúmedoPromedioSeco

Figura 8.8 Flujos, Talara – Piura, en tres ciclos hidrológicos.

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

100

Horas

Fluj

os (M

W)

HúmedoPromedioSeco



La línea Huallanca-Cajamarca es robusta. No importa cómo se realizan las incertidumbres, esta línea siempre tiene HDN y MFI que exceden los criterios.

Las líneas Machu Picchu-Las Bambas-Cotaruse y Machu Picchu-Tintaya-Puno también son robustas. Exceden por lo menos un criterio en todos los futuros. Exceden los dos criterios en muchos futuros.

Es interesante que los valores de los índices para Machu Picchu-Las Bambas-Cotaruse formen una banda horizontal mientras que Machu Picchu-Tintaya-Puno aparecen como una banda vertical. Se explica de la siguiente manera. La primera se construye primero, y tal vez la otra no se construye. Debido a la capacidad incremental de transferencia que aporta cada

Figura 8.10a

Seis planes preferidos en el caso base, en muchos futuros. Cada serie representa una

opción.

0

10

2030

40

50

60

0 100 200 300 400

HDN (h/$ millon)

MFI

(kW

h/$)

HuallCajaVizcHuallLimaAlt 1LimaFuertMachuCotaMachuPuno

Figura 8.10b

Cuatro opciones, borrando MachCota y LimaFuerte

0

10

20

30

40

50

60

0 100 200 300 400

HDN (h/$milln)

MFI

(kW

h/$)

HuallCajaVizcHuallLimaAlt 1MachCota



línea, la segunda siempre reduce las horas de congestión (ya existe la primera), pero no reduce tanto su severidad. La primera puede reducir las horas de congestión o no, según el caso, por estar más cargada si Machu Picchu-Tintaya-Puno no se construye.

La línea Vizcarra-Huallanco es más riesgosa en cuanto a estos dos atributos. Existen algunos futuros para los cuales no cumple con los niveles indicados por los criterios. Esto significa que podría haber arrepentimiento si se construyese - ¡o si no se construyese, también!

En la Figura 8.11 hemos borrado la línea Vizcarra-Huallanco para distinguir los efectos de la opción Lima Fuerte.

En la Figura 8.12 borramos Lima Fuerte para poder ver LimaAlt 1. LimaAlt 1 es inferior a Lima Fuerte. La masa de símbolos para LimaAlt 1 está un poco al suroeste de la masa de símbolos para Lima Fuerte. No se puede ver en la figura, pero en cada futuro Lima Fuerte o supera o iguala a LimaAlt 1.

Hay que notar que estos atributos representan la diferencia entre la opción base o mínima – Lima Light – y lo que se vería con LimaAlt 1 y Lima Fuerte. Esto significa que cualquier de los dos últimos es bastante riesgoso comparado con Lima Light. Analizaremos los riesgos Lima Light vs. Lima Fuerte a continuación.

La opción LimaAlt 2 no es interesante en cuanto a este análisis. Es más costosa que Lima Light y tiene la misma capacidad de transferencia. Significa que no tiene ningún aumento en HDN y MFI, comparado con Lima Light.

8.7.2 Opciones Descartadas – Análisis HDN y MFI La Figura 8.11 contiene una gran sorpresa. Descartamos 10 opciones en forma provisional en el análisis del caso base, por tener valores nulos (cero) de HDN y MFI. Pero resulta que para muchos futuros una de ellas – la línea directa Cajamarca-Carhuaquero – tiene beneficios grandes.

Figura 8.11

Línea Cajamarca-Carhuaquero.

05

1015202530354045

0 500 1000 1500

HDN (h/$milln)

MFI

(kW

h/$)



Esto demuestra otra vez la importancia de considerar variaciones en las incertidumbres, no sólo conformarse con analizar sus valores esperados.

En la Figura 8.12 presentamos un análisis semejante para opciones del sur que no parecían indicadas. La Figura confirma que no llegarán a calificarse, no importa cómo se materialicen las incertidumbres.

Las opciones Carhuaquero-Piura, Piura-Talara-Zorritos, y Cajamarca-Caclic- Moyabamba, no disminuyen la congestión porque no habrá congestión sin ellos. No aumentan HDN ni MFI.

Marcona-Cotaruse y Marcona-Socabaya tampoco tienen beneficios en cuanto a congestión. Entendemos que las líneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya están limitadas por condensadores en Cotaruse. Los conductores mismos no están muy cargados. Pero otra limitación real entre la zona central y el sur se debe a problemas dinámicos. Aumentando los condensadores o construyendo estas otras líneas no solucionarían el problema dinámico.

El problema dinámico se solucionaría con un enlace AC/DC/AC en Cotaruse, aumentando en el mismo momento los condensadores. Pero habiendo hecho esto, las líneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya podrían cargarse a 300 MW. No habría congestión. Las líneas Marcona-Cotaruse o Marcona-Socabaya tendrían todavía HDN y MFI = 0.

Con el desarrollo de más generación en la zona Machu Picchu, y con la línea Machu Picchu-Cotaruse, los flujos en el área cambian. Se disminuyen mucho los flujos Mantaro-Cotaruse. Los flujos en una línea Marcona-Cotaruse serían hacia Marcona. Los flujos en una línea Marcona-Socabaya serían bajos.

8.7.3 Riesgos con Atributo N-1 En las sub-secciones anteriores analizamos solo los atributos HDN y MFI. Con esto pudimos visualizar las opciones en cuadros de dos dimensiones, no teniendo papel en tres

Figura 8.12

Cinco opciones menosvalorizadas para el Sur. Cada serie representa una opción.

0

2

4

6

8

10

12

0 50 100

HDN (h/$ millon)

MFI

(kW

h/$)

MarcSoca conMachuPunoMarcSoca sinMachuPunoMarcCota

CotaDC conMachuPunoCotaDC sinMachuPuno



dimensiones. Pero ahora añadiremos al análisis el atributo n-1, el cual tiene efectos importantes.

Notamos que las opciones Carhuaquero-Piura, Piura-Talara-Zorritos, Cajamarca-Caclic- Moyabamba, Marcona-Cotaruse y Marcona-Socabaya no alivian congestión. Pero cada una extiende el sistema SEIN a nivel n-1. La Fig. 8.13 muestra que todos tienen valor del atributo n-1 mayor que 3 W/$, el nivel recomendado del criterio. La línea Cajamarca-Moyobamba apenas alcanza este nivel. El proyecto tendría que considerarse como marginal.

Las líneas Vizarra-Huallanca y Machu Picchu-Cotaruse también extienden el alcance a nivel n-1 del SEIN. Notamos arriba que estas dos también disminuyen la congestión.

El valor del atributo n-1 depende en el desarrollo de demanda y generación. No está afectado por la incertidumbre hidrología.

El valor de las opciones Marcona-Cotaruse y Marcona-Socabaya no tiene que ver con vincular el sur con la región central. Tiene que ver con extender la alimentación a nivel n-1 a la zona entre Independencia y San Nicolás. En este sentido las dos opciones son iguales. La primera, siendo menos costosa, es preferida. Su valor n-1 supera al de la línea Marcona-Socabaya.

La línea Huallanca-Cajamarca también extiende el alcance del sistema SEIN a nivel n-1. Pero por la mayoría de los futuros el valor del atributo es 2 W/$. Solo en pocos futuros llega al nivel 3 W/$ del criterio.

8.7.4 Robustez y Exposición En esta sección emplearemos los conceptos siguientes:

• Diremos que una opción es 100% robusta si en cada futuro el valor de por lo menos un atributo supera al valor del criterio correspondiente. El nivel de robustez se mide contando el porcentaje de los futuros en los cuales una opción superaba el valor de por lo menos un criterio.

Las opciones con mayor valores de N-1. Cada serie representa una opción.

05

1015202530354045

N-1

(W/$

)

CajaMoyoPiuraZorrCarhPiuraMachCotaMarcSocaMarcCotaVizcHuall

Fig. 8.13



• No vamos a decir que un criterio es más importante que otro, pero diremos que una opción es más interesante si satisface más que un criterio.

• Diremos que una opción es mejor que otra si, con los mismos atributos, una tiene valores más altos que la otra.

Las opciones se comparan en la Fig. 8.14. Las tres primeras se justifican en cualquier futuro por su aumento en N-1. Piura-Zorritos es bastante inferior en beneficio/costo que las otras dos. Ninguna de las tres tiene beneficio en cuanto a congestión. Esto es porque suponemos que, con una línea nueva, el sistema será operado con el criterio N-1 de operación, en vez de seguir operando a nivel N-0. Con esta suposición estas tres opciones no aumentan la capacidad de transferencia. Notamos, sin embargo, que habrá poca congestión en la zona más al norte de Carhuaquero o al oriente de Cajamarca.

Las próximas tres se justifican por aliviar congestión, medido por HDN y MFI. De ellas, solo Cajamarca-Carhuaquero es riesgosa. En 42% de los futuros no alcanza el nivel de criterio ni de HDN ni de MFI. Analizaremos su exposición a continuación. Las otras dos aliviarán la congestión en forma importante en cada futuro.

Notamos que aún implementando las opciones Vizcarra-Huallanca-Cajamarca, los estudios PERSEO indican que la zona media-norte queda congestionada en ciertos futuros, con flujos que pueden exceder a 500 MW. Con una segunda línea en 220 kV se solucionaría toda la congestión que aparece. Pero esto no es necesario. Estudios PSS/E indican que si los flujos fueron tan altos, el norte padecería colapso de voltaje por falta de generación. Significa que con PERSEO, que emplea un modelo DC de la red, hemos estudiado algunos casos no factibles por ser demasiado extremos. (Esto no indica que los análisis de futuros menos extremos no son válidos.)

Para Lima, hay que escoger entre Lima Fuerte y Lima Light. Las dos alternativas son inferiores. Pero Lima Fuerte tiene asociada serios riesgos. Solo califica según los criterios en 19% de los futuros. Hablaremos más de esto a continuación.

Machu Picchu-Cotaruse es imprescindible tanto por confiabilidad (N-1) como por congestión (MFI). Machu Picchu-Tintaya también tiene un efecto importante en aliviar congestión, medido por MFI y por HDN.

Ninguna de las opciones Marcona mejora la congestión. Las dos extenderán el SEIN a nivel N-1 a una zona importante. Su efecto es igual. Marcona-Socabaya es inferior por ser más costosa.

Una instalación AC/DC/AC en Cotaruse aliviaría congestión entre las zonas Central y Sur. Sería muy costosa. Su costo no justifica su beneficio según los criterios HDN y MFI. Otras opciones la superan por bastante en estos atributos.



Fig. 8.14 Robustez y otras Comparaciones Opción Robustez Comentarios

Cajamarca-Moyobamba 100% Solo por N-1, marginal Piura-Zorritos 100% Solo por N-1

Carhuaquero-Piura 100% Solo por N-1 Cajamarca-Carhuaquero 58%

Huallanca-Cajamarca 100% 100% por HDN y 100% por MFI Vizcarra-Huallanca 100% Por uno o más de los tres

Lima Fuerte 19% Bastante riesgosa Lima Alt 1 5% Inferior a Lima Fuerte Lima Alt 2 0% Inferior a Lima Light Lima Light

Machu Picchu-Cotaruse 100% Grandes mejoras en MFI y N-1 Machu Picchu-Tintaya-Puno 99% Por HDN o MFI o los dos

Marcona-Cotaruse 100% Solo por N-1 Marcona-Socabaya 100% Inferior a Marcona-Cotaruse

Cotaruse AC/DC/AC + condensadores 0% Demasiado Costosa

Analicemos ahora la exposición de dos opciones riesgosas. ¿En que condiciones nos arrepentiríamos de haberlas construido?

Contestar esta pregunta no es fácil. Hay nueve incertidumbres independientes, con cientos de combinaciones. Es bastante difícil identificar patrones en esta masa de datos. La exposición tiene que ver con las incertidumbres en crecimiento de demanda y desarrollo del parque de generación en las zonas Central y Norte.

De hecho tiene que ver con la evolución de la reserva en cada zona, más que con la evolución de demanda y generación per se. Y efectivamente tiene que ver con la diferencia en la evolución de reserva en cada zona.

Para ser más exacto, la reserva se calcula así:

Rzona = Gzona – Dzona.

La diferencia en reserva es:

∆Reserva = RNorte – Rcentral.

Esta diferencia es una incertidumbre. Descubrimos por examinar cientos de futuros, futuro por futuro, que esta incertidumbre determina cuando las opciones Lima Fuerte y Cajamarca-Carhuaquero alivian la congestión bastante para satisfacer por lo menos un criterio.



Cada columna en la Figura 8.15 corresponde a una distinta diferencia en “por unidad” en reservas. Para fines de esta figura, la generación y la demanda en cada área varían entre -10 (columna 1) y +10 (columna 7), el valor 0 (columna 4) siendo el promedio. (Podríamos haber hecho esto en MW, pero los resultados no habrían sido tan claros.) Restamos según las formulas e ignoramos los valores extremos.

Entonces sacamos del conjunto completo de los futuros siete grupos que correspondían a los siete valores de ∆Reserva que aparecen en el eje horizontal de la Figura 8.15. Dividimos cada grupo en dos juegos, los futuros por los cuales un criterio se satisfacía, y los futuros por los cuales ningún criterio se satisfacía. Sacamos las cuentas del número de futuros en cada juego.

El padrón es bastante claro. Lima Fuerte tiende a no satisfacer un criterio cuando las reservas en el Norte son altas y las de la zona Central son bajas. Significa que en esta condición un vínculo fuerte entre Chilca y Zapallal no se justifica. Pero si las reservas en el

0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00

1 2 3 4 5 6 7

Exp

osic

ión

Fig. 8.15 Exposición para Lima Fuerte depende

en la diferencia en reservas entre las zonas Norte y Central.

0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00

1 2 3 4 5 6 7

Expo

sici

ón

Fig. 8.16 Exposición para Cajamarca-Carhuaquero también depende en la diferencia

en reservas entre las zonas Norte y Central.



Norte son bajas comparadas con las de la zona Central, se necesita el vínculo fuerte entre Chilca y Zapallal, y es más probable que Lima Fuerte supere a los criterios.

En la misma forma la Figura 8.16 indica la exposición para la línea Cajamarca-Carhuaquero.

La diferencia entre las dos opciones es bastante clara. Lima Fuerte es mucho más riesgosa que Cajamarca Carhuaquero. Pero las condiciones donde ocurre el riesgo son iguales.

8.7.5 Mitigación de Riesgos ¿Cómo se puede mitigar el riesgo para estas dos opciones?

Una manera es no hacer nada – hasta el último momento. Hay que dejar que el sistema evolucione para saber mejor qué pasará con las reservas en cada zona.

Otra manera de mitigar sería construir Lima Light en 500 kV, pero energizándolo en 220 kV hasta que fuera necesario comprar los transformadores, etc., en 500 kV.

En el momento cuando no se pueda postergar más esta decisión es posible que una de las dos opciones – Lima Light o Lima Fuerte – sea robusta. Si esto no es el caso, recomendamos construir Lima Light en 500 kV, pero energizándolo en 220 kV, como mitigación del riesgo.

8.7.6 Decisiones Estratégicas En la sección 7 (fase 1 del estudio) anunciamos algunas conclusiones provisionales en cuanto a decisiones estratégicas: clases de voltaje y corredores. En la fase 2 (esta sección) hicimos estudios más profundos y llegamos a las siguientes conclusiones estratégicas definitivas.

Corredor norte: un nuevo corredor Carhuaquero-Piura-Talara-Zorritos constando de una terna simple en 220 kV se justifica en forma robusta por criterio determinístico. Un nuevo corredor Vizcarra-Huallanca-Cajamarca se justifica en forma robusta por criterio probabilístico o por una combinación de criterios probabilísticos y determinísticos, dependiendo del futuro.

Obviamente la parte Carhuaquero-Zorritos carecerá de beneficio sin la parte Vizcarra-Cajamarca y por lo menos una línea entre Cajamarca y Carhuaquero.

En la sección 7 anunciamos que en ciertos futuros una expansión hacia el norte en 500 kV parecía indicada. Construir una línea en 500 kV en vez de 220 kV no tendría beneficio porque tendría la misma capacidad de transferencia si el sistema se opera con criterio N-1. Construir dos líneas nuevas en 500 kV daría capacidad de transferencia muy exagerada, aún por futuros extremos y no factibles.

Corredor Central-Sureste: un nuevo corredor Machu Picchu-Cotaruse se justifica en forma robusta por criterios probabilísticos y determinísticos.



Corredor Central-Suroeste: un nuevo corredor no se justifica bajo ningún criterio salvo en futuros extremos. Más vale construir centrales en el suroeste que construirlas más al norte y transmitir energía eléctrica a una distancia no económica.

Corredor Sureste-Suroeste: reforzar el corredor actual entre la zona Machu Picchu y Tacna se justifica en forma robusta por criterios probabilísticos que miden la congestión.

Anillo Metropolitano: es necesario hacer algo entre Chilca y Zapallal tanto por razones de abastecer Lima (ver la sección 9) como para evacuar energía de un parque importante de generación como para abastecer al norte en ciertos futuros. La pregunta clave es, ¿A qué nivel de voltaje? La decisión entre 220 kV y 500 kV no es robusta ni a favor de 220 kV ni a favor de 500 kV.

En cuanto a los demás corredores, la decisión de nivel de voltaje es clara y robusta: tiene que ser 220 kV. Ningún criterio justifica 500 kV en ningún futuro. En particular, salvo en futuros extremos para los corredores Central-Sureste y Central-Norte, las líneas específicas recomendadas en 220 kV eliminarán la congestión en forma robusta.

8.7.7 Otras Opciones para Incrementar Transferencias Central-Sur En las últimas horas del estudio se planteó la posibilidad de otras opciones para disminuir congestión entre las regiones Central y Sur del país.

Para aumentar la capacidad de transferencia entre las regiones Sur y Central hay primero que aumentar la capacidad de los condensadores en Cotaruse. No tiene sentido que circuitos con capacidades térmicas de 300 MW cada uno sean limitadas por condensadores de capacidades mucho menores. Arreglar esto no es muy caro.

Segundo, entendemos que las líneas actuales Mantaro-Socabaya padecen contingencias bastante a menudo que afectan ambos circuitos. Esto se debe a diseño e instalación inadecuados. Por esto, la pérdida de ambos circuitos podría considerarse como una contingencia simple (categoría B en la taxonomía de NERC). Con esta suposición la capacidad de transferencia n-1 actual sería cero MW.

Se puede aumentar la capacidad de transferencia actual a 300 MW arreglando las líneas actuales y remplazando los condensadores. El costo sería bastante menor que el costo de una línea nueva. (No hemos incluidos los costos para arreglar las líneas actuales en nuestro análisis.)

Pero estos arreglos tienen que ver solo con límites térmicos. También hay que arreglar oscilaciones dinámicas entre las regiones Central y Sur para que la capacidad de transferencia pueda alcanzar o superar a 300 MW. Estas oscilaciones pueden arreglarse en tres maneras:

1. Con un vinculo AC/DC/AC en Cotaruse, cuyo costo sería unos $115 millones (ver Fig. 8.2).

2. Con un aparato FACTS en Cotaruse, tal vez un TSSC (“thyristor switched series capacitor”), cuyo costo, incluyendo remplazar los condensadores, sería unos $50 millones.



3. Esperar la construcción de más centrales en el Sur. El aumentar la inercia en el Sur solucionará el problema sin necesidad de un FACTS o AC/DC/AC.

Una línea nueva Mantaro-Socabaya no proporcionaría ningún incremento en capacidad de transferencia a menos que las oscilaciones dinámicas entre las regiones Central y Sur se solucionen. En cuanto a capacidad térmica, no superaría el aumento que se podrá lograr, a menor costo, arreglando las líneas actuales y sus condensadores.

La Fig. 8.1719 muestra que el beneficio/costo de equipo FACTS para aumentar la capacidad de transferencia de 150 MW a 300 MW satisface los criterios HDN y MFI en algunos futuros. La robusteza es 6.2%. Significa que por la gran mayoría de los futuros el beneficio del equipo FACTS no justifica sus costos, según los criterios. Esto se puede comparar a varias opciones mencionadas antes cuyos beneficios/ costos superan siempre los criterios.

Sin embargo, uno de estos 6.2% de los futuros podría ocurrir. ¿Cómo se puede mitigar el riesgo? Estos futuros son los donde hay poca generación nueva en el sur, especialmente el suroeste. Si en el desarrollo del sistema esto aparenta ocurrir, entonces sería el momento para poner el aparato FACTS.

19 En las Figs. 8.17 y 8.18 la línea Machu Picchu-Tintaya-Puno se considera como incertidumbre.

Tres opciones para incrementar la capacidad de transferencia entre la zona Central y el Sur. Cada serie representa una opción.

0

5

1015

20

25

30

0 100 200

HDN h/$millón

MFI

kW

h/$

DC con MP-Tinta

DC sin MP-Tinta

Mant-Soca conMP-TintaMant-Soca sinMP-TintaFACTS con MP-TintaFACTS sin MP-Tinta

Figura 8.17



Arreglando estos otros problemas, un circuito simple nuevo podría aumentar la capacidad de transferencia de 300 MW a 600 MW. La congestión se acercará a 600 MW solo en casos excepcionales de muy poca generación nueva en el suroeste. La congestión puede superar a los 300 MW con poca generación en el sur, especialmente con crecimiento alto de demanda. Pero la Fig. 8.18 muestra el beneficio de alcanzar 600 MW de capacidad de transferencia no justifica el costo de una línea nueva. El beneficio no justifica el costo en ningún futuro.

Los símbolos para Mantaro-Socabaya en futuros con una línea Machu-Picchu están escondidos al punto (0,0).

Se nota que el beneficio/costo de una línea nueva Mantaro-Socabaya para llegar a 600 MW de capacidad de transferencia es comparable a un equipo AC/DC/AC en Cotaruse para alcanzar 300 MW. Ninguno tiene beneficios que justifican su costo.

Construir dos líneas nuevas Mantaro-Socabaya (habiendo ya alcanzado 300 MW por los arreglos mencionados) aumentaría la capacidad de transferencia a 900 MW. No encontramos ningún futuro, aún extremo, donde la congestión superaba a los 600 MW que una sola línea nueva proporcionaría.

Habiendo dicho todo esto, reconocemos que puede haber congestión entre las regiones Central y Sur. El problema es que eliminar la congestión es costoso.

De hecho, la transmisión de energía eléctrica a larga distancia es costosa. Se han hecho estudios beneficio/costo comparando el transporte de combustible a la transmisión eléctrica. Esos estudios siempre muestran que la transmisión eléctrica es preferida por distancias relativamente cortas. El transporte de combustible es preferido por distancias más largas.

Por lo tanto, el problema de congestión entre las regiones Central y Sur no debe considerarse como un problema de transmisión, sino como un problema de generación.

Opciones DC (para alcanzar 300 MW) y Mantaro-Socabaya (para alcanzar 600 MW)

0

5

10

15

0 50 100

HDN h/$millón

MFI

kW

h/$

DC con MP-Tinta

DC sin MP-Tinta

Mant-Soca conMP-TintaMant-Soca sinMP-Tinta

Figura 8.18



8.7.8 Comentarios en Cuanto a Atributos y Criterios Al principio de este estudio propusimos cuatro atributos. Dividimos tres de ellos – HDN, MFI, y N-1 – por el cuarto, costo, para obtener tres atributos beneficio/costo. Los tres son originales, inventados para medir los beneficios de aumentos del SEIN en el contexto peruano. Dos de ellos miden el efecto que un elemento nuevo puede tener para mitigar la congestión en el SEIN. El tercero mide como un elemento nuevo mide la expansión de la confiabilidad de suministro/evacuación del SEIN.

Un atributo puede convertirse en criterio si se le pone un valor límite. En la Sección 4 usamos el método “trade off” para hacer esto, y desarrollamos un valor límite por cada atributo.

En el estudio de optimización del plan de expansión aplicamos estos atributos y criterios. Como se esperaba, descubrimos que estos atributos originales y novedosos efectivamente permiten diferencia una opción de otra en forma muy clara.

El uso de los límites propuestos como filtro permite descartar opciones inferiores e identificar riesgos relativos entre opciones.

Mucho nos complace el hecho que estos resultados han sido tan claros y útiles. Osinerg hizo bien en correr el riesgo de armar este estudio, cuyo éxito fue incierto en el principio.

Por fin, comentamos que los criterios mismos son bastante robustos. Como se notó en la Sección 4, cada uno representaba un equilibrio, no una cosa blanca o negra. Pero la Figura 8.13 demuestra que variaciones razonables en el criterio N-1 afectaría solo a una opción. Lo mismo puede decirse para los criterios HDN y MFI (ver Figura 8.12). Las cifras en la Figura 8.14 podrían cambiarse un poco, pero no las conclusiones con respeto a las diferentes opciones.

8.7.9 Programación El año 2016 se usó como año horizonte. Es obvio que no es el año que importa. Es la evolución del estado del sistema.

Por ejemplo, sin duda ocurrirán muchas de las realizaciones de crecimiento de demanda que analizamos. Probablemente lo que consideramos demanda baja para el año horizonte ocurrirá antes del 2016. Seguro que algún día – probablemente muy después del 2016 - la demanda alcanzará lo que modelamos como demanda extremamente alta. Lo mismo se puede decir en cuanto al desarrollo del parque de generación.

¿Qué significan estos comentarios filosóficos? Sir Winston Churchill dijo una vez, “Los planes no son nada. La planificación lo es todo.” A la medida que el desarrollo del país siga su rumbo independiente, es necesario re-evaluar planes y criterios. El mejor plan del mundo no sirve para 10 años. Indica las cosas que hay que mirar, y las necesidades más urgentes.

Notamos también, en este contexto, que las opciones no son independientes. Por ejemplo, para que Huallanca-Cajamarca tenga beneficio, Vizcarra-Cajamarca tiene que existir. No puede haber servicio N-1 en el extremo norte si no ha llegado a Carhuaquero, etc.



8.8 Conclusiones y Recomendaciones Determinamos que dos opciones en 220 kV satisfacen los criterios probabilísticos, los cuales tienen que ver con la congestión, y un criterio que mide la extensión de SEIN a nivel confiable, en forma robusta. Significa que ante un espectro impresionante de incertidumbres – incluyendo realizaciones extremas – siempre tienen beneficios que justifican los costos, en cuanto a los criterios. Hay que construirlas. Son:

1. Machu Picchu-Las Bambas-Cotaruse, y

2. Vizcarra-Huallanca.

Determinamos que dos opciones más alivian mucho la congestión para todos los futuros analizados (son robustos), aunque no extienden el alcance N-1 del SEIN. Son:

1. Machu Picchu-Tintaya-Puno, y

2. Huallanca-Cajamarca.

Determinamos que hay tres opciones que no aliviarán la congestión pero que extienden, en todos los futuros, el sistema SEIN a nivel N-1. No aliviarán la congestión porque suponemos que, al construirlas, la política operacional del sistema se levantará a un criterio N-1, con las mismas capacidades de transferencia que antes. Así los consumidores y los generadores verán mejor calidad de servicio, con menos apagones. Estas tres también tienen prioridad alta. Son:

1. Piura-Zorritos,

2. Carhuaquero-Piura, y

3. Marcona-Cotaruse.

Una cuarta opción, Cajamarca-Moyobamba, también satisface siempre el mismo criterio. Sin embargo, la relación entre beneficio y costo no llega a los tres anteriores. Tiene prioridad inferior.

Identificamos cuatro opciones que nunca o casi nunca satisfacen los criterios. Hay que descartarlas. Son:

1. Lima Alt. 1,

2. Lima Alt. 2,

3. Marcona-Socabaya, y

4. Cotaruse AC/DC/AC y condensadores.

Por fin, hay dos opciones adicionales que son riesgosas. Son:

1. Cajamarca-Carhuaquero y

2. Lima Fuerte.



La primera satisface los criterios en 58% de los futuros, la segunda en solo 19%. Analizamos la exposición para ellos. Descubrimos que solo satisfacen los criterios cuando el desarrollo de la reserva es bajo en la zona Norte y alto en la zona Central.

La manera de mitigar el riesgo es dilatar la decisión en cuanto a éstas. Si hay que hacer algo sin demorar en la zona Lima, el riesgo se mitigará construyendo la opción Light en 500 kV pero operándola por algunos años en 220 kV.

En las últimas horas del estudio se plantearon opciones para solucionar el problema de congestión entre las regiones Central y Sur. El equipo consultor analizó una posible línea nueva Mantaro-Socabaya junto con ingenieros de OSINERG. Concluimos que esta línea no satisface los criterios de la Sección 4. Es cierto que puede haber congestión, especialmente en futuros donde hay poca generación nueva en el sur. Pero el costo la transmisión eléctrica, por la longitud, no se justifica por los beneficios. Para distancias largas es menos costoso transportar combustible. El problema es un problema de generación, no de transmisión.

Con respecto a las decisiones estratégicas, afinamos las conclusiones del estudio fase 1. Concluimos que:

• El nivel de tensión indicado para la expansión del sistema SEIN fuera de Lima es 220 kV. El nivel de tensión indicado para la expansión del anillo metropolitano es incierto. En la mayoría de los futuros es 220 kV. En algunos futuros extremos es 500 kV.

• Corredores nuevos o expandidos son indicados para vincular las zonas Central-Norte, Central-Sureste, y Sureste-Suroeste.

• Un nuevo corredor Centro-Suroeste no esta indicado.

• Reforzar el anillo metropolitano es necesario (ver la sección 9).

En cuanto a los criterios mismos, esta parte del estudio confirma su utilidad. Recomendamos en forma fuerte que empleen los valores desarrollados en la Sección 4 como criterio de planificación. Hemos demostrado que su uso como filtro acepta opciones que deben ser aceptadas, rechaza las que deben ser rechazadas, y pinta con un signo de interrogación los que son riesgosos.

Se podría quejar, “¡Pero, ya sabíamos todo esto!” La respuesta es,

1. Todas las opciones que analizamos, tanto estratégicas como detalladas, aparecieron razonables en el principio.

2. Sin embargo, algunas han sido descartadas.

3. La conclusión en cuanto a nivel de tensión para expansión del sistema fuera de Lima es clara e indiscutible.

4. Hemos identificado la exposición y la mitigación del riesgo en cuanto al nivel de tensión futuro en Lima.



5. La conclusión de rechazar un corredor nuevo Central-Suroeste es clara e indiscutible.

6. Nuestras conclusiones se basan en el análisis más extenso de incertidumbres que jamás se ha hecho por un estudio de este tipo. El sector eléctrico no tendrá que temer sorpresas feas.

Los resultados específicos de ciertas simulaciones de la red que respaldan estas conclusiones se incluyen en la sección 9 – Estudio de Planificación Aplicado al SEIN – Resultados.

Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Resultados


Sección

9 Estudio de Planificación Aplicado al SEIN - Resultados

9.1 Introducción El presente capítulo presenta los resultados de aplicar la metodología descrita en secciones anteriores para desarrollar planes de transmisión de costo mínimo para el sistema peruano en el período 2006-2016. Se partió con el estudio a largo plazo tomando como año horizonte el 2016. Para dicho horizonte se siguió la siguiente metodología (en forma resumida):

Se evaluaron cada una de las opciones de expansión de la red considerando su efecto sobre los atributos importantes del sistema.

Se efectuó una selección preliminar entre las opciones, tomando en consideración sus efectos sobre los atributos que miden la satisfacción de los objetivos, empleando un análisis de riesgo del tipo trade-off.

La selección final se efectuó mediante un análisis de riesgo, tomando en cuenta las opciones del paso anterior en donde:

o Se identificaron las incertidumbres más importantes.

o Se calcularon la manera en que dichas incertidumbres podrían afectar a los atributos.

o Se midió la robustez, la exposición y el arrepentimiento para cada opción e incertidumbre.

o Se seleccionó una opción empleando nuestro criterio de riesgo.

o Se buscaron maneras de reducir o mitigar el riesgo.

Una vez finalizado este análisis, se procedió a las simulaciones digitales para realizar: (i) el análisis de flujos de carga, (ii) la optimización de las instalaciones de compensación reactiva, (iii) la evaluación de nuevos niveles de cortocircuito en la red, (iv) el análisis dinámico para verificar la estabilidad transitoria y de tensión, y (v) la evaluación de las oscilaciones inter-áreas. Al finalizar estas tareas y comprobar la factibilidad técnica de las opciones seleccionadas, se procedió a repetir el procedimiento de las simulaciones para los años considerados de medio (2013) y corto (2010) plazo, desarrollando así los que se denominan “planes en el tiempo” (del Inglés “stage”) del año horizonte hacia atrás, para identificar la prioridad y el momento oportuno en el tiempo del desarrollo de cada proyecto. Por supuesto que para cada año intermedio, el



sistema debe satisfacer los mismos criterios de planificación que el sistema programado para el año horizonte. Finalmente, la metodología procede a clasificar los proyectos de transmisión de cada plan para propósitos de implementación, lo cual permite identificar planes robustos, cuando éstos existen (un plan es robusto si es el de mínimo costo para todas las posibles materializaciones de las incertidumbres modeladas en el estudio, incluyendo la relacionada a la ubicación y tamaño de la generación futura). De lo contrario, en esta última fase se puede proceder a diseñar mecanismos de protección (del inglés “hedging”) para tratar de mitigar los riesgos asociados con el plan finalmente adoptado.

9.2 Estudio de Planificación de Largo Plazo Aplicado al SEIN Esta sección documenta los resultados de las actividades relacionadas con la preparación del plan de transmisión óptimo para el SEIN en el año horizonte (esto es, la planificación de largo plazo). La metodología propuesta para desarrollar los planes de transmisión de mínimo costo se basa en la selección de proyectos que demuestran que a largo plazo y ante las incertidumbres modeladas: (a) tienen utilidad, (b) contribuyen a soportar una operación confiable del sistema, y (c) resultan ser los más económicos. La metodología involucra las cuatro fases ilustradas en la Figura 9.1.

Fase IV Clasificar los Proyectos

para su Implementación y Desarrollar Planes de

Transmisión Robustos

Fase I Formular Escenarios de

Generación

Fase II Desarrollar la Transmisión del

Año Horizonte para cada Escenario de Generación

Fase III Desarrollar los Planes de Transmisión en el Tiempo

Plan(es) de Transmisión

Figura 9.1. Metodología Usada para el Desarrollo de los Planes de Transmisión de Mínimo

Costo



Un aspecto clave de la metodología propuesta es la consideración del impacto de las incertidumbres asociadas a la ubicación futura del parque de generación, y al desarrollo futuro de dicho parque de generación bajo un criterio económico que considera los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento y los costos de energía no suministrada. Se desarrollaron varios escenarios de generación basados en suposiciones factibles que pueden afectar el parque de generación futuro. A partir de dichos escenarios se desarrollaron planes de transmisión detallados. Cada una de las fases de este enfoque de planificación de mínimo costo se discute en mayor detalle a continuación.

Se consideró un horizonte de planificación de diez años (2006-2016), el cual proporciona un balance aceptable entre las grandes incertidumbres asociadas con el muy largo plazo (25-30 años) y el deseo de evaluar los proyectos de transmisión para un período significativo de su vida útil. Un horizonte de diez años es también consistente con experiencias internacionales recientes de los consultores. En los Estados Unidos, por otra parte, es prácticamente la norma planificar a horizontes aún menores (de cinco años o menos).

La metodología asume que la demanda esperada a servir para el año horizonte se ha definido con anterioridad, y que esta ha sido asignada a las diferentes subestaciones y otros puntos de distribución de energía de la red. Es importante mencionar que a pesar de que la carga puede en realidad crecer a un ritmo diferente al proyectado, si dicho crecimiento en las diversas áreas de la red es consistente con las suposiciones adoptadas en la proyección, los planes de expansión de transmisión a largo plazo no cambian en términos de la prioridad en el tiempo de estos proyectos sí varíe bajo condiciones de sobre 0 sub-proyección de la demanda esperada.

9.2.1 Escenarios de Generación y Demanda Un aspecto clave de la metodología propuesta es la consideración explícita del impacto de las incertidumbres asociadas a la ubicación y tamaño del parque de generación futuro. Estas incertidumbres pueden provenir de al menos las siguientes dos fuentes: (1) bajo la suposición de que existe un plan normativo de expansión de generación, es posible que algunas de las premisas utilizadas para desarrollar el plan no se lleguen a materializar. Por ejemplo, si el plan normativo incluye un gran número de centrales de Ciclo Combinado que utilizan gas natural, es posible que la disponibilidad asumida de ese combustible en ciertas zonas del sistema no llegue a materializarse (o al menos no en el lapso de tiempo supuesto), lo cual introduce incertidumbres en el desarrollo real del plan; y (2) por otro lado, bajo el supuesto de que en su lugar se dispone solamente de un plan indicativo de expansión de la generación, es evidente que el desarrollo del parque de generación a futuro es muy incierto. Para el caso particular de Perú, el parque futuro de generación fue suministrado por Osinerg (ver Apéndice G, y actualizado según el Apéndice I) y se resume en seis escenarios diversos de desarrollo futuro, dependiendo fundamentalmente de la ubicación de las plantas hidroeléctricas desarrolladas y de la cantidad de turbinas a gas a desarrollarse en el mediano-largo plazo en el Perú.

Integrar los escenarios extremos de generación dentro del proceso de planificación no es sencillo. En ocasiones es posible tratar de localizar el parque generador futuro más cerca de las cargas para minimizar los pagos por uso del sistema de transmisión, pero éste no fue el caso nuestro en este Estudio. En resumen, los escenarios de generación se resumen en la Tabla 9.1.



Tabla 9.1. Escenarios de Generación.

Gen Norte Gen

Centro Gen

Suroeste Gen

Sureste Alto 1305 5759 1702 865 1248 5440 1510 722 Promedio 1191 5121 1317 580 1147 4871 1166 468 Bajo 1102 4620 1015 356

Por otro lado, los escenarios actualizados de demanda se resumen en la Tabla 9.2.

Tabla 9.2. Escenarios de Demanda.

Demanda

Norte Demanda

Centro Demanda Suroeste

Demanda Sureste

Alto 1115 4424 823 413 974 3950 723 354 Promedio 833 3475 623 294 721 3060 559 254 Bajo 608 2645 495 214

9.2.2 Planes de Transmisión para el Ano Horizonte 2016 En esta etapa del análisis se utilizan herramientas de simulación de redes (es decir, programas de flujos de carga y estabilidad transitoria20) para desarrollar planes alternos de transmisión para el año horizonte para cada uno de los escenarios de generación postulados. En el caso de Perú se consideró un horizonte de planificación de diez años (hasta el año 2016), el cual proporciona un balance aceptable entre las grandes incertidumbres asociadas con el muy largo plazo (25-30 años) y el deseo de evaluar los proyectos de transmisión para un período significativo de su vida útil.

Los planes de transmisión deben ser diseñados para satisfacer los mínimos criterios de confiabilidad adoptados. En el caso de Perú se utilizaron tanto los criterios de naturaleza determinística (“N-1”) los cuales prescriben que el equipamiento del sistema debe operar dentro de sus límites nominales de corriente y tensión, aún después de la pérdida súbita de uno de sus elementos (tales como líneas de transmisión, transformadores, o generadores), como los de naturaleza probabilística (HDN y MFI). En resumen, el plan de transmisión para el año horizonte incluye las siguientes líneas de transmisión y subestaciones.

20 El PSS™E.




1. Nuevas opciones o opciones ya decididas/en construcción

Piura – Talara – Zorritos 220 kV ( 2ª. simple terna)

Piura – Carhuaquero 220 kV (simple terna)

Vizcarra – Huallanca – Cajamarca 220 kV (simple terna)

Cajamarca – Conga – Corona - Carhuaquero 220 kV (simple terna)

Machupicchu – Bambas – Cotaruse 220 kV (simple terna)

Machupicchu – Tintaya – Puno 220 kV (simple terna)

Anillo de Lima – Alternativa Fuerte (condicional)

• Chilca – Planicie – Zapallal 500 kV operando en 220 kV (doble terna)

• Chilca – San Juan 220 kV (doble terna)

Chimbote – Paramonga – Huacho- Zapallal 220 kV (2ª. terna)

2. Refuerzos en la red

Pachachaca – Pomacocha 220 kV ( 2ª terna)

Paramonga Nueva – Zapallal 220 kV (3ª. terna)

Barsi – Chavarria 220 kV (3ª. terna)

San Juan – Balnearios (3ª. y 4ª. ternas)

San Gabán – Azangaro – Juliaca - Puno 138 kV ( 2ª terna)

Chilina – Santuario 138 kV (2ª terna)

Subestaciones

Machupicchu 220/138 kV – 2 x 150 MVA

Bambas 220/138 kV – 1 x 100 MVA

Tintaya 220/138 kV – 1 x 100 MVA

Planicie 220/60 kV (SE Industrial) – 1 x 300 MVA

Fueron considerados como definidos y hechos todos los refuerzos necesarios en la transformación ya existente en 2006, con tensiones primarias de 220 kV y 138kV, y en los sistemas de baja tensión, para evitarse sobrecargas y problemas de convergencia de los casos de flujo de carga.

Las siguientes figuras muestran el diagrama unificar con los flujos de potencia estimados para el caso base del año 2016. La figura 9.1 muestra el unificar completo del SEIN, el cual ha sido



divido en tres partes como se muestra en las figuras 9.2, 9.3, y 9.4, para poder percibir mayores detalles.

Figura 9.3Figura 9.4

Figura 9.2

Figura 9.3Figura 9.4

Figura 9.2

Figura 9.1. Unifilar de todo el SEIN. Año: 2016.

Figura 9.2. Unifilar de Parte del SEIN. Año 2016.




9.2.2.1 Análisis en Régimen Estacionario (Flujo de Carga, Análisis de Reactivos y de Cortocircuito)

La topología en 220 kV que involucra las subestaciones Planicie (nueva), Industriales, y Balnearios y, además, los datos de carga del año 2016 de la zona metropolitana de Lima, corresponden a los estudios que se realizan para la fijación tarifaria de la empresa distribuidora local. Esta es la mejor información que se tiene a la fecha y se ha asumido para el presente estudio. La nueva S/E Planicie es independiente del resultado del estudio de tarifas. Esta instalación está incluida en el Plan de Transmisión provisional del año 2006 aprobada por el Ministerio de Energía y Minas del Perú. Esta subestación, una vez conectada a la S/E Balnearios vía la S/E Industriales, tomará parte de la demanda de Balnearios y Santa Rosa además de intentarse descargar los circuitos San Juan – Balnearios y San Juan – Santa Rosa. Con la configuración básica para 2016, considerándose las opciones seleccionadas por el análisis TO/R y además las proyecciones medianas de mercado y generación, las siguientes líneas estaban sobrecargadas en régimen normal:

• Barsi – Chavarria 220 kV

• San Gabán – Azangaro – Juliaca – Puno 138 kV

• Chilina – Santuario 138 kV

Una nueva terna fue adicionada a las existentes para eliminarse las sobrecargas en régimen de pre-contingencia. Como la necesidad de estas adiciones no fueran generadas por las opciones,



las mismas fueran consideradas como refuerzos para la expansión natural de la red. En seguida fue realizada el análisis N-1 para todos los circuitos de 220 kV y 138 kV.

A continuación se muestra las sobrecargas post-contingencia mayores que 105% de la capacidad nominal de las líneas de transmisión, resultantes del análisis N-1, de acuerdo con los criterios del estudio:

<----------------- MONITORED BRANCH --------------> CONTINGENCY RATING FLOW % 683*TALARA-2 220.00 748 PIURA-22 220.00 2 SINGLE 28 152.4 191.5 121.8 683*TALARA-2 220.00 748 PIURA-22 220.00 1 SINGLE 29 152.4 191.5 121.8 566 PACHA-22 220.00 637*POMACO-2 220.00 1 SINGLE 50 228.6 285.8 122.5 350*HUACHO-2 220.00 598 PARAM-NU 220.00 2 SINGLE 81 152.4 201.1 131.2 350*HUACHO-2 220.00 598 PARAM-NU 220.00 1 SINGLE 82 152.4 201.1 131.2 420*INCA138 138.00 466 MACHUP-1 138.00 1 SINGLE 130 60.0 68.3 118.5 318*DOLOR138 138.00 679 QUEN138 138.00 1 SINGLE 131 60.0 62.6 107.1 420*INCA138 138.00 466 MACHUP-1 138.00 1 SINGLE 134 60.0 67.8 115.2 CONTINGENCY LEGEND: LABEL EVENTS SINGLE 28 : OPEN LINE FROM BUS 683 [TALARA-2 220.00] TO BUS 748 [PIURA-22 220.00] CKT 1 SINGLE 29 : OPEN LINE FROM BUS 683 [TALARA-2 220.00] TO BUS 748 [PIURA-22 220.00] CKT 2 SINGLE 40 : OPEN LINE FROM BUS 15 [AGUA-220 220.00] TO BUS 868 [TINGOMA- 220.00] CKT 1 SINGLE 50 : OPEN LINE FROM BUS 128 [CALL-220 220.00] TO BUS 133 [CALLAH-2 220.00] CKT 1 SINGLE 81 : OPEN LINE FROM BUS 350 [HUACHO-2 220.00] TO BUS 598 [PARAM-NU 220.00] CKT 1 SINGLE 82 : OPEN LINE FROM BUS 350 [HUACHO-2 220.00] TO BUS 598 [PARAM-NU 220.00] CKT 2 SINGLE 130 : OPEN LINE FROM BUS 318 [DOLOR138 138.00] TO BUS 679 [QUEN138 138.00] CKT 1 SINGLE 131 : OPEN LINE FROM BUS 420 [INCA138 138.00] TO BUS 466 [MACHUP-1 138.00] CKT 1 SINGLE 134 : OPEN LINE FROM BUS 466 [MACHUP-1 138.00] TO BUS 679 [QUEN138 138.00] CKT 1

Del listado presentado arriba es posible concluirse lo siguiente:

1. Dependiendo del montante de la generación en Zorritos/Tumbes, tal vez una tercera terna Talara-Piura 220 kV sea necesaria para evitarse sobrecargas de unos 22% en cualquiera de los dos circuitos en la contingencia del otro. La generación considerada en BPZ fue de 156 MW y la sobrecarga será eliminada limitándose dicha generación, si se concreta, a unos 120 MW. No es recomendable utilizar este procedimiento en la planificación de largo plazo, para que no se limite la operación del sistema ni el libre desarrollo de la generación.

2. No está claro para los consultores si la línea Callahuanca – Callahuanca 2 220 kV es solamente un “jump” o si tiene interruptores en los terminales. En el caso de ser posible la perdida de este elemento, debe ser considerada una segunda terna del circuito Pachachaca-Pomacocha 220 kV para evitarse sobrecargas de unos 23% en lo circuito existente.

3. Considerándose dos circuitos Paramonga Nueva – Huacho – Zapallal 220 kV, una tercera terna Paramonga Nueva – Huacho debe ser considerada en caso de la pérdida de cualquiera de las dos ternas para evitarse sobrecargas de unos 31% en el circuito que permanezca en operación. El problema es lo mismo aunque la segunda terna (ya planeada) vaya directo de Paramonga Nueva a Zapallal. En esto caso es necesario una segunda terna Paramonga Nueva – Huacho 220 kV. Esta sobrecarga es debida a los nuevos generadores conectados en Paramonga Nueva (U.H. Chevez) y Chimbote (U.H. Santa Rita). Aunque un nuevo despacho de generación podría disminuir o hasta eliminar las dos sobrecargas, no es recomendable utilizar este procedimiento en la planificación de largo plazo, para que no se limite la operación del sistema ni el libre desarrollo de la generación.



4. La carga de las líneas Paramonga Nueva - Huacho - Zapallal es, primordialmente, afectada por las transferencias Norte – Centro. Cualquier transferencia mayor que unos 170 MW por las líneas Paramonga – Huacho - Zapallal resultará en sobrecarga en la salida de una de las dos ternas. Para evitarse esto, hay que limitarse el despacho conjunto de las plantas Santa Rita y Chevez, o que no es una solución de planificación sino un recurso extremo de la operación. Evidentemente, la conexión directa Paramonga Nueva – Zapallal de la segunda terna no soluciona esta sobrecarga cuando de las salidas de este circuito. La generación de las plantas hidráulicas Santa Rita y Chevez es prevista de totalizar 400 MW. En un escenario donde las dichas plantas sean construidas la tercera terna es inevitable, siendo opcional que este circuito sea seccionado en Huacho. En estas condiciones, la prueba N-1 del límite térmico de la transferencia, realizado en este interfaz, mostró ser posible transferirse sin sobrecargas hasta 305 MW en la contingencia de una de las 3 ternas.

5. Las sobrecargas Machupicchu – Inca 138 kV y Dolorespata – Quencoro 138 kV son debidas a la nueva generación en la región de Machupicchu. Hay también una muy pequeña contribución de la carga minera de Bambas (80 MW). El diagrama unifilar del SEIN para el ano 2006 muestra una derivación de la línea Machupicchu – Quencoro para Inca que opera abierta (L-1002/3). Cerrando-se esta derivación, dichas sobrecargas son eliminadas. Ciertamente hay, en la actualidad, problemas tales como el de coordinación de la protección que impiden la operación continua con esta derivación cerrada. Si fuesen resueltas, todavía, el costo será menor que la construcción de nuevos circuitos.

El circuito Planicie-Industriales 220 kV fue considerado como de 350 MVA de capacidad térmica porque la carga en régimen normal fue de 322 MVA. El flujo por el transformador de la S/E Industriales 220/60 kV – 300 MVA es de 274 MW. Para la S/E Balnearios el flujo es de 34 MW. El circuito Industriales – Balnearios 220 kV no elimina la necesidad de 4 circuitos San Juan – Balnearios 220 kV en 2016. Esta configuración es radial y es natural que el mayor flujo sea por las líneas San Juan – Balnearios mismo que sean considerados las nuevas líneas de 60 kV que salen de S/E Industriales 60 kV para Huachipa y Puente. Tal vez la topología de la malla de 60 kV utilizada en esto estudio no está capturando la correcta transferencia de carga para la nueva S/E Industriales. La carga transferida de Balnearios, Santa Rosa y otras S/Es para la S/E Industriales fue de 200 MW.

Cuando se considera apenas dos circuitos San Juan – Balneario 220 kV los circuitos restantes presentan sobrecarga de 95% en la salida de servicio de cualquiera de los dos circuitos existentes. Cuando se consideran tres circuitos, los dos circuitos restantes presentan sobrecarga de 22% en la salida de servicio de cualquiera de los circuitos. Por lo tanto, son necesarios 4 circuitos San Juan – Balnearios 220 kV. Las dos nuevas ternas (228.6 MVA) pueden ser escalonadas en años anteriores de acuerdo con los requisitos de demanda y con la expansión de la generación en Chilca. Hay una desventaja inmediata de esta alternativa que está (normalmente) relacionada con el problema del espacio disponible en las subestaciones y con la construcción de dos nuevos circuitos de EAT en áreas urbanas. No está claro para los consultores en el momento, si esta es realmente una desventaja porque no se conoce las disponibilidades de espacio y las facilidades de construcción. Circuitos con mayor capacidad (305 MVA) evitarían la necesidad de más ternas después de 2016. La desventaja es que esto obliga que las 3ª y 4ª. ternas sean construidas y comisionadas



al mismo tiempo. De así no ser, la contingencia de una terna de 305 MVA, cuando apenas una estuviese comisionada, produciría sobrecarga en los circuitos de 228.6 MVA. Todavía, y considerándose la pequeña participación del circuito Industriales – Balnearios 220 kV para aliviar las sobrecargas en los circuitos San Juan – Balnearios, nuestra opción es por esta alternativa considerándose adicionalmente la gran concentración de generación en Chilca y derredores que podría estar comisionada entre 2011 y 2015. Además, la construcción simultánea de estos dos nuevos circuitos podría simplificar la ingeniería y los costos laborales requeridos.

Se realizó el análisis de la capacidad térmica post-contingencia (N-1) para todos los circuitos de 220 kV y 138 kV del sistema después de los refuerzos indicados arriba. Ninguna sobrecarga fue anotada. Con respecto a la contingencia de la línea Chilina – Santuario 138 kV no se obtuvo convergencia. Para la contingencia Zorritos – Talara 220 kV, el sistema al norte de Zorritos queda aislado del sistema troncal pero se alcanza convergencia.

9.2.2.2 Análisis en Régimen Transitorio (Estabilidad Dinámica y de oscilaciones inter-área). El análisis de estabilidad transitoria muestra que el sistema tiene un comportamiento estable aunque con oscilaciones poco amortiguadas en el sureste. La consideración de modelos y parámetros correctos para los estabilizadores existentes disminuyó las oscilaciones. Para todas las contingencias fueron simuladas fallas trifásicas despejadas en 100ms (6 ciclos) por la apertura de un elemento de la red. Además de estas contingencias, también se simuló la pérdida de la central de Huinco. No hay pérdida de sincronismo del sistema. La serie de perturbaciones se enumeran en la Tabla 9.3. Los resultados obtenidos de cada simulación se presentan en el Apéndice L.



Tabla 9.3 - Perturbaciones Simuladas en Régimen Transitorio.

FALLA EN APERTURA DE

BARRA KV ELEMENTO DE PARA KV

Huallanca 220 línea Huallanca Cajamarca 220

Vizcarra 220 línea Vizcarra Huallanca 220

Chimbote 220 línea Chimbote Paramonga Nueva 220

Huacho 220 línea Paramonga Nueva Huacho 220

Chilca 220 línea (1) Chilca San Juan 220

Mantaro 220 línea Mantaro Cotaruse 220

Cotaruse 220 línea Cotaruse Socabaya 220

Mantaro 220 línea (2) Mantaro Socabaya 220

Machupicchu 220 línea Machupicchu Bambas 220

Machupicchu 220 línea Machupicchu Tintaya 220

Machupicchu 220 línea (3) Machupicchu Cotaruse 220

Montalvo 220 línea Montalvo Puno 220

Notas: (1) apertura simultanea de las dos ternas de 180 MVA de capacidad. (2) apertura simultanea de una terna Mantaro – Cotaruse – Socabaya y reactores shunt (3) para comprobación de la efectividad de la subestación Bambas

Las oscilaciones poco amortiguadas de las maquinas del sur presentadas en las simulaciones pueden ser solucionadas sintonizándose las señales estabilizadoras existentes en el sistema y, eventualmente, proyectándose nuevos estabilizadores para las nuevas plantas. Esta tarea debe ser hecha considerándose otros despachos de generación para que sean capturados los distintos modos de oscilación una vez que el análisis de la estabilidad a pequeños señales no es objeto del presente estudio.

Fundamentalmente, las restricciones de transferencias centro-sur por problemas de estabilidad son eliminadas cuando nuevas centrales de generación son consideradas en el sur. Con la expansión de San Gabán y Machupicchu además de nuevas centrales como Primavera, Santa Teresa y Pucara, el límite térmico de las líneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya 220 kV es lo más restrictivo, por causa de los capacitores-serie, que solo pueden soportar actualmente 300 MW por 30 minutos. La línea doble terna Mantaro-Socabaya 220 kV tiene una capacidad térmica de 300 MW por circuito. Por lo tanto, la capacidad de transferencia N-1 es de 300 MW estando actualmente limitada a 150 MW.

La pérdida simultánea de los dos circuitos por descargas atmosféricas fue relatada como un evento posible. Resulta, este hecho, en una tendencia de construirse una nova línea paralela de 220 kV, a un costo estimado de US $ 180M -160M. Esta nueva línea debería ser idéntica a la existente, o que no acrecentaría más capacidad de transferencia centro-sur.

Sin embargo, un estudio detallado de coordinación del aislamiento y sobre-tensiones de esta línea podría indicar, por lo menos para los vanos más críticos, soluciones menos costosas tales como aumento de las cadenas de aisladores, modificaciones en la geometría de la cabeza de algunas de las torres, mejora de las puestas a tierra, reemplazo o sección más frecuente de los



cabos de guarda, etc. Estas medidas, potencialmente, aumentarían la continuidad de servicio y tornarían la pérdida simultánea de las dos termas un evento de baja probabilidad. Evidentemente que la capacidad continua de los capacitores -serie debe ser también arreglada. El conjunto de estas medidas no tendría costos superiores a unos 30% o 40% del costo de una nueva línea.

Otra motivación para la construcción de esta segunda línea es que las generaciones en el sur no se concreticen en el horizonte del estudio, acompañado de un aumento substancial en la demanda local. De así ser, las actuales limitaciones de transferencia por problemas de inestabilidad permanecerían penalizando la operación del sistema. Todavía, los consultores consideran que este es un escenario bastante improbable.

Incluso considerándose ese escenario improbable, un estudio especifico para definición de los limites de transferencia centro-sur restringida por estabilidad podría resultar en soluciones menos costosas que la dicha segunda línea tales como:

(1) Equipos FACTS instalado en Cotaruse (y tal vez en Socabaya), como, por ejemplo, una pequeña porcentaje de los capacitores -serie siendo del tipo TSSC. Esta solución, si se muestra efectiva, mantendría la capacidad de transferencia N-1 en 300 MW pero a un costo de cerca de US $50M.

(2) En un segundo nivel más alto de costos, una instalación HVDC “back-to-back” en Cotaruse debería ser considerada, con un costo estimado de US $120M. En este caso, la capacidad de transferencia N-1 seria también mantenida en 300 MW.

(3) En un tercero nivel, pero aunque competitivo con la solución de doble terna AC, debería ser también analizada la instalación de una línea DC y terminales HVDC con capacidad inicial de 300 MW, directo del centro hasta Socabaya. Una instalación HVDC del tipo “light” podría tener un costo próximo de la solución AC. Sin embargo, esta última alternativa aumentaría para 600 MW la capacidad de transferencia, o que podría justificar el costo mas elevado.

Claro esta que todo debe ser analizado técnicamente en detalle y cada una de las soluciones mostradas viables debe tener sus costos levantados de forma más precisa, ya que los valores arriba son apenas para comparación de alternativas.

La necesidad de dos circuitos Machupicchu – Bambas – Cotaruse 220 kV fue también objeto de una investigación más detallada debido a la carga de 80 MW en Bambas. Hasta por lo menos 2016, la contingencia Machupicchu – Bambas 220 kV (falla trifásica en Machupicchu con apertura de Machupicchu – Bambas en 6 ciclos) mostrase sin problemas de estabilidad cuando se considera apenas una terna. Una pequeña sobrecarga puede acontecer en la línea Machupicchu – Inca 138 kV dependiendo de la generación considerada en la región de Machupicchu (Santa Teresa, Primavera y ampliación de Machupicchu). Sin embargo, el cierre de la derivación L-1002/3 elimina esa sobrecarga.



9.3 Estudio de Planificación de Corto y Mediano Plazo Aplicado al SEIN

Esta sección documenta los resultados de las actividades relacionadas con la preparación del plan de transmisión óptimo para el SEIN hacia los años intermedios del período bajo estudio (esto es, la planificación a mediano y corto plazo).

En esta fase del estudio, los planes de transmisión de mínimo costo para cada escenario de generación se desarrollan en el tiempo para algunos años intermedios (es decir, el 2010 como corto plazo, y el 2013 como mediano plazo). El objetivo del desarrollo en el tiempo es el de identificar la secuencia (o prioridad) temporal de los proyectos de cada plan. Para cada año de desarrollo, el sistema debe satisfacer los mismos criterios de confiabilidad (“n-1”, HDN y MFI) que el sistema programado para el año horizonte. En el caso de Perú se seleccionaron dos años intermedios, 2010 y 2013, los cuales se definen aquí como los que determinan los horizontes de planificación de corto y mediano plazo, respectivamente.

9.3.1 Periodo 2007 - 2010 Con el objetivo de tenerse un conjunto mínimo de obras que alcanzase atender la gran mayoría de posibles escenarios intermediarios, las siguientes consideraciones fueron llevadas en cuenta:

(1) la 2ª. terna Chimbote – Paramonga Nueva – Huacho – Zapallal, ya decidida, estará comisionada antes del año 2010

(2) de las nuevas usinas ubicadas al norte de Paramonga Nueva, tales como T. G. BPZ, C. H. Olmos, C. H. Santa Rita, apenas BPZ podría estar en operación en 2010, se si considera 4 años para construcción de una generadora hidráulica.

(3) las cargas mineras en Cajamarca podría arrancar con unos 70 MW para alcanzar un máximo de 218 MW en el ano horizonte

(4) la generación térmica ubicada en la región de Chilca entre el 2007 y 2010, podría alcanzar un mínimo de 350 MW y un máximo de 680 MW, o que es un valor final poco probable en este periodo.

(5) la carga de la SE Industriales (alimentada desde Planicie) podría arrancar con unos 100 MW para alcanzar hasta 270-300MW en el año horizonte. De no tenerse en este total un bloque substancial de carga industrial, los consultores consideran el valor final como de baja probabilidad, una vez que seria necesario tasas de crecimiento de unos 20% anuales en 6 años (2010 -2016) o 13% en 9 años (2007-2016).

(6) la expansión de 75 MW de la U.H. Machupicchu, que está considerada en todos los escenarios de generación, podría estar completada entre 2009 y 2010 una vez que toda la infraestructura ya está disponible.

(7) las líneas de transmisión nuevas pueden ser construidas a una taja media de 30 quilómetros por mes, o que significa que todas las líneas debajo de 360 km pueden estar comisionadas en 1 ano.



Con las premisas anteriormente mencionadas fue definido un conjunto mínimo de obras existentes en 2016, que atienden a los criterios y que deberán estar ya operacionales en 2010:

(1) 2ª. terna Zorritos – Talara – Piura 220 kV

(2) Simple terna Piura – Carhuaquero 220 kV

(3) Simple terna Cajamarca – Conga – Corona - Carhuaquero 220 kV y subestaciones en Conga y Corona con transformación 220/60 kV – 1 x 150 MVA

(4) Doble terna Chilca – San Juan 220 kV, con capacidad de 305 MVA por terna

(5) 3ª. y 4ª. ternas San Juan – Balnearios, con capacidad de 305 MVA por terna

(6) 1ª terna Chilca – Planicie – Zapallal 500 kV operando en 220 kV y conexión para la SE Industriales que debe tener transformación 220/60 kV – 1 x 300 MVA

(7) Simple terna Machupicchu – Cotaruse 220 kV (sin seccionar en Bambas) y sector de 220 kV en Machupicchu, con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

Es importante resaltarse que el seccionar de la línea Machupicchu – Cotaruse en Bambas no logró convergencia en las simulaciones. Por lo tanto, esta subestación no si muestra útil para relativamente pequeños incrementos de generación en la región sureste o antes de la concretización de la carga de 80 MW.

Razones adicionales de confiabilidad de suministro a las cargas mineras podrían justificar doble transformación en Conga y Corona, con dos unidades de menor capacidad, como 2 x 75 MVA. Es evidente que los costos podrían ser aumentados debido a un mayor numero de celdas y también porque el costo unitario por kVA es, en general, mayor para unidades de menor capacidad. Todavía, hay un punto de equilibrio que necesita ser mejor investigado en caso de esta ser una solución deseada. No es tampoco improbable que el consumidor pague por los costos relativos a una mayor confiabilidad de suministro de su carga.

9.3.2 Periodo 2011 - 2013 Con el objetivo de tenerse un conjunto mínimo de obras que alcanzase también atender la gran mayoría de posibles escenarios en 2013, las siguientes consideraciones fueron tomadas en cuenta:

(1) las generadoras hidráulicas ubicadas al norte de Paramonga Nueva, como C. H. Olmos, C. H. Santa Rita, además de la C. H. Chávez en Paramonga, podría estar disponibles si la decisión de construirlas está hecha hasta 2009/2010.

(2) las cargas mineras en Cajamarca podría estar alcanzando valores tales que el suministro propio y de las cargas al norte en condiciones N -1 (contingencias Carhuaquero – Corona, Cajamarca – Conga, o Trujillo - Cajamarca) quedarían comprometidos.



(3) la generación térmica incremental ubicada en la región de Chilca podría alcanzar también un mínimo de 350 MW y un máximo de 680 MW. Dependiendo de el total de generación comisionada hasta 2010, por lo menos los ciclos abiertos de las TGs podría ser cerrados.

(4) la carga suministrada desde Planicie podría alcanzar unos 125 MW en 2013, con un crecimiento aceptable de 7% a.a. Tal vez más, si la carga tiene un fuerte componente industrial.

(5) la generación en la región de Machupicchu (Santa Teresa, Primavera, Pucara) necesita alcanzar el sistema de 220 kV, evitándose sobrecargas y tensiones bajas en la red de 138 kV entre Machupicchu y Puno. No se considera que tales generadores, en conjunto, contribuyan con más de 150 MW en 2013, si la decisión de construirlas no se toma hasta 2009/2010

Con las premisas anteriormente mencionadas se definió un conjunto mínimo de obras existentes en 2016, que atienden a los criterios y que deberán estar operacionales en 2013:

(1) Simple terna Vizcarra – Huallanca – Cajamarca 220 kV y sector de 220 kV en Huallanca con transformación 220/138 kV – 1 x 150 MVA

(2) 2ª. terna Pachachaca - Pomacocha 220 kV, que presentase sobrecargada en condición N-1

(3) 2ª terna Chilca – Planicie – Zapallal 500 kV operando en 220 kV

(4) 3ª terna Paramonga Nueva - Huacho

(5) Seccionar en Bambas la terna Machupicchu – Cotaruse 220 kV y subestación con transformación 220/138 kV – 1 x 100 MVA

Razones adicionales de confiabilidad de suministro a la carga de SE Industriales podría también justificar doble transformación con dos unidades de menor capacidad, como 2 x 150 MVA. Sin embargo, si el plan del Ministerio de Energía considera solamente una terna 220 kV Planicie – Industriales no hay sentido en considerarse dos unidades transformadoras en SE Industriales.

Todas las demás obras relacionadas en el plan del año horizonte deberán ser comisionadas en el periodo 2014-2016. Evidentemente, pequeños ajustes temporales tal vez sean necesarios, anticipándose o postergándose una obra, de acuerdo con las decisiones estratégicas que sean tomadas en el sector energía.

Estudios posteriores para la especificación de los detalles relativos a la planificación deberán definir los siguientes puntos importantes:

(1) La capacidad y modulación de las transformaciones de Conga, Corona, Bambas y Industriales una vez que estas fueron definidas en este estudio con base en informaciones muy poco precisas sobre las respectivas cargas.

(2) La capacidad térmica del circuito 220 kV Planicie – Industriales – Balnearios una vez que los resultados muestran la necesidad de por lo menos 350 MVA. El número de ternas debería ser también investigado una vez que los dos circuitos



Chilca – Planicie – Zapallal 500 kV operando en 220 kV atribuyen confiabilidad N-1 a la carga suministrada desde Planicie, o que es eliminado por la consideración de solamente una terna Planicie – Industriales 220 kV.

(3) La capacidad térmica y la viabilidad de construcción de las 3ª. y 4ª. ternas de 220 kV entre San Juan y Balnearios. Nuestra opción fue de considerarlas como de 305 MVA solamente basado en los resultados de flujo de carga N-1. De no ser posible la construcción, nuevas alternativas topológicas deben ser consideradas. Evidentemente esta solución es dependiente del ítem anterior.

Para el corto plazo, las siguientes decisiones deben ser hechas una vez que los problemas resultantes de no fijarlas impactan fuertemente la operación de la red:

(1) La capacidad térmica continua de los capacitores -serie de Cotaruse debe ser arreglada para 300 MW por banco, de forma que plena utilización de las líneas Mantaro – Cotaruse – Socabaya no sea limitada por ellos.

(2) Los problemas actuales de restricciones de transferencia centro-sur por estabilidad deben ser resueltos o mitigados a través de un análisis de viabilidad y efectividad de las opciones presentadas anteriormente, hasta que más generación sea instalada en la región sur.

(3) Los eventos de apertura simultánea de los dos circuitos Mantaro – Cotaruse – Socabaya 200 kV deben ser reducidos por la implementación de las soluciones resultantes de un estudio de sobre-tensiones por descargas atmosféricas y coordinación de aislamiento.

La tabla 9.4 presenta los niveles máximos de corto-circuito trifásico en las barras de 138 kV del SEIN para el ano de 2016.



Tabla 9.4

BARRA KV MVA BARRA KV MVA ABANCAY 138 1142 NEPENA 138 689 AGUAYTIA 138 455 OROYA NUEVA 138 693

ALTCHI 138 272 OXAPAMPA 138 102

ALTO 138 443 PARAMONGA

NUEVA 138 507 ARES 138 243 PARAGSHA 1 138 1023

ARICOTA 138 587 PARAGSHA 2 138 1063

AUCA 138 403 PARAMONGA

EXIST 138 482 AYAVI 138 599 PIERI 138 358 AZANG 138 747 PORVENIR 138 846

BOTIFLACA 138 1145 PUCALPA 138 248 CAHUA 138 427 PUNO 138 655 CALLALI 138 635 PUSH BACK 138 1092

CAO 138 770 QUEBRADA

HONDA 138 840 CARHUAMAYO 138 740 QUENCORO 138 908

CARIPA 138 644 REPARTICION 138 962 CASMA 138 435 RILO 138 772 CHILINA 138 1696 RILO A 138 938

CHIMBOTE 1 138 1652 SANTUARIO 138 2590 CHIMBOTE 2 138 1396 SANTA 138 1082

CHIN 138 1452 TRUJILLO 138 1056 CHIS 138 1038 S. GABAN 138 902

COMBAPATA 138 930 S.JAC 138 478 CONDOCOROCHA 138 534 SOCABAYA 138 4423

C.VERDE 138 2636 SPCC 138 977 DOLORESPATA 138 897 S. RAFAEL 138 485

HUALLANCA 138 1974 TINTAYA 138 1009 HUANU 138 477 TINGOMARIA 138 537 ILO E 138 1106 TOCACHE 138 181

ILO E S 138 1058 TOQUEPALA 138 1158 INCA 138 932 TRUJILLO 138 774

JULIACA 138 639 T-ILO 138 1006 LIXIVIA 138 1105 UCHU 138 463

MACHUPICCHU 138 2206 VIRU 138 667 MILLS 138 1165 YAUP 138 1086

MOLLENDO 138 347 YAUPI 138 110 MOLTALVO 138 1678 YUNCAN 138 1126

MOTIL 138 366 MOYOBAMBA 138 80 BELLAVIS 138 103 TARAPOTO 138 91



La tabla 9.5 presenta los niveles máximos de corto-circuito trifásico en las barras de 220 kV del SEIN para el ano de 2016.

Tabla 9.5

BARRA KV MVA BARRA KV MVA ACER 220 1658 TALARA 220 1105

AGUAYTIA 220 1129 REF. ZINCO 220 3975

ANTAMINA 220 983 RESTITUICION A 220 5842

BALNEARIO 220 8935 RESTITUICION B 220 5842

BARSI-22 220 7277 RESTITUICION C 220 5842

CAJAMARCA 220 1219 ST.ROSA 220 9235 CALL 220 4153 CHICLAYO 220 1478

CALLAH 220 4188 GUADALUPE 220 1086

CANTERA 220 2057 PIURA 220 1013

CARHUAQUERO 220 1284 [CAP-SER1 220 910

C. ARMINO 220 6410 [CAP-SER1 220 910

CHAVARRIA 220 9146 [CAP-SER2 220 490 CHIMBOTE 220 2282 [CAP-SER2 220 490

CHIMAY 220 1160 TRUJILLO 220 1533

CARHUAMAYO 220 2087 S. JUAN 220 10189

COTARUSE 220 2894 SOCABAYA 220 3232

HUACHO 220 2485 TINGOMARIA 220 992

HEROES 220 640 ILO 2 220 1718 HUAYCA 220 1374 VENTANILLA 220 9147

HUINCO 220 3343 VIZCARRA 220 1841

HUANCAVELICA 220 1503 YANANGO 220 1365

ICA 220 1187 YUNCAN 220 1766

INDEPENDENCIA 220 2850 ZAPALLAL 220 8009

MARCONA 220 533 ZORRITOS 220 1125 MATUCANA 220 2515 BAMBAS 220 1859

MONTALVO 220 2186 CHILCA 220 12668

OROYA NUEVA 220 2931 HUALLANCA 220 1325

PACHACHACA 220 4598 CONGA 220 1194

PARAMONGA NUEVA 220 2481 CORONA 220 1167

PARAGSHA 220 1909 MACHUPICCHU 220 2284 POMACOCHA 220 4156 PLANICIE 220 7831

PUNO 220 866 INDUSTRIALES 220 7718

TINTAYA 220 1019

Plan de Inversiones


Sección

10 Plan de Inversiones

10.1 Introducción Esta sección presenta el detalle del programa de inversiones del SEIN para el período 2007-2016. El programa total de inversiones de transmisión se detalla en la Tabla 10.1, en dólares de los Estados Unidos. De esta tabla se puede observar que la inversión total requerida por el SEIN en el período 2007-2016 es del orden de unos 406,87 millones de USD. Inclúyese de este total unos 25 millones relativos al “upgrade” de los capacitores serie del tronco Mantaro – Cotaruse – Socabaya aunque estos costos son extremamente relacionados con las condiciones de la subestación de Cotaruse. Los costos engloban también una estimativa para los servicios de diseño, testes de campo, instalación y ajustes de señales estabilizadoras en algunas de las centrales generadoras del sur

Del total de $406,87 millones, 50.6% ($ 205,87 millones) son para obras hasta el 2010, 26.9% ($ 109,4 millones) para obras entre el 2011 y el 2013, y 22.5% ($ 91,6 millones) para obras entre el 2014 y 2016, como puede verse en las tablas 10.2, 10.3 y 10.4.

Plan de Inversiones


Tabla 10.1. Plan de Inversiones del Plan de Transmisión del SEIN [US$ 406,87 Millones].

kV Qtd 1000U$/ mo d

T o tal 1000U$ kV Qtd 1000

U$ / celdT o tal

1000U$R el.

T ransf Qtd 1000 U$ / co nj

T o tal 1000U$ Qtd M VA U$ /

kVAT o tal

1000U$

LT220 kV Piura-Talara-Zorritos (simple terna)

opción 152 240 80.00 19,200.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 21,200.00

LT220 kV Piura-Carhuaquero (simple terna)

opción 300 240 140.00 33,600.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 35,600.00

LT 220 kV Vizcarra - Huallanca - Cajamarca (simple terna)

opción 300 430 140.00 60,200.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 4 1,000.00 4,000.00 220/138 1 1,400.00 1,400.00 1 150 12.00 1,800.00 71,100.00

LT 220 kV Cajamarca - Conga - Corona- Carhuaquero (simple terna)

opción 300 103 140.00 14,420.00 220 2 3,700.00 7,400.00 220 6 1,000.00 6,000.00 220/60 2 1,150.00 2,300.00 2 150 12.00 3,600.00 33,720.00

LT 500 kV op. 220 kV Chilca - Planicie - Zapallal (doble terna)

opción 700 96 350.00 33,600.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 9 1,000.00 9,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 46,300.00

LT 220 kV Chilca - San Juan (doble terna)

opción 300 50 220.00 11,000.00 - 0 0.00 0.00 220 4 1,000.00 4,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 15,000.00

LT 220 kV Pachachaca-Pomacocha (simple terna)

refuerzo 228 14 80.00 1,120.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 3,120.00

LT220 kV Paramonga Nueva - Huacho (simple terna)

refuerzo 152 56 80.00 4,480.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 6,480.00

LT 220 kV M achupicchu - Bambas - Cotaruse (simple terna)

opción 300 170 140.00 23,800.00 220 2 3,700.00 7,400.00 220 4 1,000.00 4,000.00 220/138 3 1,400.00 4,200.00 3 150 12.00 5,400.00 44,800.00

LT 220 kV San Juan - Balnearios (3a. y 4a. simple ternas)

refuerzo 300 20 140.00 2,800.00 - 0 0.00 0.00 220 4 1,000.00 4,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 6,800.00

LT 220 kV M achupicchu - Tintaya - Puno (simple terna)

opción 300 445 140.00 62,300.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 4 1,000.00 4,000.00 220/138 1 1,400.00 1,400.00 1 100 12.00 1,200.00 72,600.00

LT 220 kV Barsi - Chavarria (3a. terna)

refuerzo 327 8.5 140.00 1,190.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 3,190.00

LT 138 kV San Gaban - Azangaro - Juliaca (simple terna)

refuerzo 92/75 240 70.00 16,800.00 - 0 0.00 0.00 138 4 550.00 2,200.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 19,000.00

LT 138 kV Chilina - Santuario (simple terna)

refuerzo 133.8 18 70.00 1,260.00 - 0 0.00 0.00 138 2 550.00 1,100.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 2,360.00

Estabilizadores: teste, instalacción & ajuste,

refuerzo 600.00

Capacitores Cotaruse refuerzo 25,000.00

C eldas de Lí neas

4 bancos de 300 M W de capacidad en cada terna + reformas en la SE

servicios en M achupicchu, San Gaban, Charcani V, St. Teresa, Primavera, Socabaya

Item

Subestacio nes A so ciadas

T ipo

Linea de T ransmisió n

M VA km 1000 U$ / km

T o tal 1000U$

C o nj. de C eldas de T ransfo rmado r M ó dulo general

C o sto T o tal

1000U$T ransfo rmado res

Plan de Inversiones


Tabla 10.2. Plan de Inversiones del Plan de Transmisión del SEIN para el Año 2010 [US$ 205,87 Millones].

kV Qtd 1000U$/ mo d


U$ / celdT o tal

1000U$R el.



kVAT o tal

1000U$

LT220 kV Piura-Talara-Zorritos (simple terna)

opción 152 240 80.00 19,200.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 21,200.00

LT220 kV Piura-Carhuaquero (simple terna)

opción 300 240 140.00 33,600.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 35,600.00

LT 220 kV Cajamarca - Conga - Corona- Carhuaquero (simple terna)

opción 300 103 140.00 14,420.00 220 2 3,700.00 7,400.00 220 6 1,000.00 6,000.00 220/60 2 1,150.00 2,300.00 2 150 12.00 3,600.00 33,720.00

LT 500 kV op. 220 kV Chilca - Planicie - Zapallal (1a. Terna; 60%)

opción 700 96 210.00 20,160.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 5 1,000.00 5,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 28,860.00

LT 220 kV San Juan - Balnearios (3a. y 4a. simple ternas)

refuerzo 300 20 140.00 2,800.00 - 0 0.00 0.00 220 4 1,000.00 4,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 6,800.00

LT 220 kV Barsi - Chavarria (3a. terna)

refuerzo 327 8.5 140.00 1,190.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 3,190.00

LT 220 kV Chilca - San Juan (doble terna)

opción 300 50 220.00 11,000.00 - 0 0.00 0.00 220 4 1,000.00 4,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 15,000.00

LT 220 kV M achupicchu - Bambas - Cotaruse (simple terna)

opción 300 170 140.00 23,800.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 2 1,000.00 2,000.00 220/138 2 1,400.00 2,800.00 2 150 12.00 3,600.00 35,900.00

Capacitores Cotaruse refuerzo 25,000.00

Estabilizadores: teste, instalacción & ajuste,

refuerzo 600.00

4 bancos de 300 M W de capacidad en cada terna

T ransfo rmado r T o tal

1000U$

M ó dulo general C eldas de Lí neas C o nj. de C eldas de T ransfo rmado r Item T ipo

Linea de T ransmisió n Subestacio nes A so ciadas

C o sto T o tal

1000U$M VA km 1000 U$ / km

servicios en M achupicchu, San Gaban, Charcani V, St. Teresa, Primavera, Socabaya

Plan de Inversiones


Tabla 10.3. Plan de Inversiones del Plan de Transmisión del SEIN para el Año 2013 [US$ 109.4 Millones].

kV Qtd 1000U$/ mo d


U$ / celdT o tal

1000U$R el.



kVAT o tal

1000U$

LT 220 kV Vizcarra - Huallanca - Cajamarca (simple terna)

opción 300 430 140.00 60,200.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 4 1,000.00 4,000.00 220/138 1 1,400.00 1,400.00 1 150 12.00 1,800.00 71,100.00

SE Bambas opción - 0 0.00 0.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 2 1,000.00 2,000.00 220/138 1 1,400.00 1,400.00 1 150 12.00 1,800.00 8,900.00

LT 500 kV op. 220 kV Chilca - Planicie - Zapallal (2a terna; 40%)

opción 300 96 140.00 13,440.00 - 0 0.00 0.00 220 4 1,000.00 4,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 17,440.00

LT 220 kV Pachachaca-Pomacocha (simple terna)

refuerzo 228 14 80.00 1,120.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 3,120.00

LT220 kV Paramonga Nueva - Huacho (simple terna)

refuerzo 152 56 80.00 4,480.00 - 0 0.00 0.00 220 2 1,000.00 2,000.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 6,480.00

LT 138 kV Chilina - Santuario (simple terna)

refuerzo 133.8 18 70.00 1,260.00 - 0 0.00 0.00 138 2 550.00 1,100.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 2,360.00

Item T ipo


C o sto T o tal

1000U$M VA km 1000 U$ / km

T o tal 1000U$

M ó dulo general C eldas de Lí neas C o nj. de C eldas de T ransfo rmado r

T ransfo rmado r

Plan de Inversiones


Tabla 10.4. Plan de Inversiones del Plan de Transmisión del SEIN para el Año 2016 [US$ 91,6 Millones].

kV Qtd 1000U$/ mo d


U$ / celdT o tal

1000U$R el.



kVAT o tal

1000U$

LT 220 kV M achupicchu - Tintaya - Puno (simple terna)

opción 300 445 140.00 62,300.00 220 1 3,700.00 3,700.00 220 4 1,000.00 4,000.00 220/138 1 1,400.00 1,400.00 1 100 12.00 1,200.00 72,600.00

LT 138 kV San Gaban - Azangaro - Juliaca (simple terna)

refuerzo 92/75 240 70.00 16,800.00 - 0 0.00 0.00 138 4 550.00 2,200.00 - 0 0.00 0.00 0 0 0.00 0.00 19,000.00

Item T ipo


C o sto T o tal

1000U$M VA km 1000 U$ / km

T o tal 1000U$

M ó dulo general C eldas de Lí neas C o nj. de C eldas de T ransfo rmado r T ransfo rmado r

Plan de Inversiones


Conclusiones

Siemens Power Transmission & Distribution, Inc. Power Technologies International

Sección

11 Conclusiones

11.1 Revisión de Criterios de Planificación Hicimos una revisión de los criterios de planificación sugeridos en un estudio previo del Osinerg. Comentamos sobre los criterios sugeridos. Por lo general, estamos de acuerdo con ellos, con ciertas excepciones en los detalles, los cuales señalamos.

Descartamos el criterio probabilístico (valor esperado de energía no suministrado, o EENS) propuesto en el estudio previo. Por razones importantes, no es indicado para la planificación de un sistema de transmisión en un mercado moderno.

Sugerimos el uso de dos criterios probabilísticos alternativos, horas de despacho no-económico (HDN) y MWh de flujos interrumpidos (MFI). Los justificamos, explicamos y demostramos cómo se calculan.

Calculamos valores recomendados para estos dos criterios, a saber:

• HDN: por lo menos 100 horas de reducción en despacho no económico por año por millón de dólares invertidos.

• MFI: por lo menos 15 kWh de mejora en flujos interrumpidos por restricciones de la red por año por cada dólar invertido.

También calculamos un valor recomendado por la aplicación del criterio N-1 a la parte radial del SEIN, a saber:

• N-1 en el sistema radial: por lo menos 3 W (vatios) de demanda y generación elevadas a nivel N-1 por cada dólar invertido.

Queremos destacar que estos criterios son adaptados al Perú. No nos hemos quedado en solo copiar o repetir criterios y valores aplicados en otros países con problemáticas distintas.

En esto hemos aplicado un concepto del cual se ha hablado por años, pero desconocemos otro estudio que lo haya hecho. El concepto es que al mejorar la confiabilidad o la calidad del servicio, hay que pagar ciertos costos. Y además, los costos incrementales siempre van subiendo. La teoría dice que el nivel razonable para un criterio es donde se nota un aumento importante en costos incrementales. Pensamos que este estudio es la primera vez que estos cálculos y esta evaluación se han hecho en forma analítica.

Conclusiones


11.2 Base de Datos del SEIN El modelo de red del SEIN a ser utilizado en los estudios de planificación elaborado para el período del estudio, presentará con suficiente detalle en la fase 2 todos los elementos fundamentales para la simulación de los regimenes estacionario y dinámico.

Los casos bases para los años seleccionados constituyeron la red básica del SEIN. Los modelos de flujo de carga serán complementados con la inclusión de la demanda por barra suministrada por Osinerg, y de los proyectos de transmisión y generación previamente decididos o en construcción. En caso de ser necesario, se realizará un análisis de sensibilidad representando casos particulares de despacho y/o de topología que pueden ser considerados como significativos en esta evaluación.

El modelo dinámico será complementado con los dados de generadores y sistemas de controle futuros. Cada vez que no fueren disponibles informaciones sobre tales equipos, Siemens PTI aplicará su mejor criterio de ingeniería en las especificaciones de estos modelos.

El punto de arranque del modelo fue un caso del COES para el año 2006 (caso 09mayo.sav). La base de datos de régimen permanente fue verificada en términos de conectividad, tensiones, relación X/R, capacidad de los generadores y limites térmicos de líneas y transformadores. La base de datos dinámicas fue revisada y verificadas en función de las respuestas de los distintos modelos de sistemas de excitación y gobernadores de velocidad.

Las más significativas violaciones de tensión y límites térmicos encontradas, las respuestas de los controladores de tensión a un escalón de tensión en la referencia y las respuestas de los controladores de velocidad a un escalón de potencia mecánica en la turbina están presentadas en los Apéndices B y C.

Las violaciones del límite térmico ocurren en su mayoría en los transformadores de baja tensión. Siemens PTI acordará con Osinerg un criterio para eliminar las sobrecargas.

Un numero significativo de barras importantes del sistema presenta violaciones de los límites de tensión (0.95 pu -1.05 pu). Para los años futuros Siemens PTI aplicara las técnicas de flujo óptimo de potencia (OPF) para mantenerlas dentro de los criterios, o sea, aplicara cambios en las tomas de los transformadores, en las tensiones de los generadores y definirá nuevas fuentes de potencia reactiva.

11.3 Desarrollo del Modelo Computacional El modelo TO/R esta listo para instalar en computadores de Osinerg. En la última semana de octubre el consultor orientará a ingenieros de Osinerg en el método “trade off/risk” (análisis de equilibrio), un programa de computadora que facilita análisis de este tipo. Se capacitarán a los ingenieros de Osinerg en el uso y el mantenimiento de este programa.


11.4 Decisiones Estratégicas Decisiones estratégicas sobre introducir un nivel nuevo de tensión o abrir corredores nuevos tiene que reconocer incertidumbres claves. Las más importantes en el Perú son el crecimiento de la demanda y la construcción de centrales nuevas.

Hemos determinado valores bastante extremos para estas incertidumbres. Tenemos confianza en que estos valores enmarcarán su eventual realización.

También hemos identificado opciones razonables – cuatro corredores nuevos en la zona radial del SEIN, más un anillo alrededor de Lima. Hemos identificado varias clases de líneas que se podrían construir en cada corredor, tanto en 220 kV como en 500 kV.

Hemos identificado los atributos que pretendemos emplear para juzgar estas opciones estratégicas frente a las incertidumbres. Son los criterios determinísticos y probabilísticos N-1, HDN, y MFI descritos en la sección 4. Según los términos de referencia, estos estudios tenían que hacerse usando solo criterios determinístos. Descubrimos la necesidad de emplear los criterios probabilísticos para representar las incertidumbres hidroeléctricas y de demanda horaria y para modelar los flujos y la congestión.

Se llegaron a conclusiones preliminares los cuales se afinaron en los estudios probabilísticos en la fase 2:

• En cuanto a tensión, por lo general, expansión en 220 kV es indicada. Hay condiciones donde expansión del corredor norte-central en 500 kV parece competitiva pero riesgosa. Para el anillo metropolitano ni expansión en 220 kV ni en 500 kV es robusta.

• En cuanto a corredores nuevos, todos satisfacen los criterios en forma bastante robusta salvo el corredor Central-Suroeste.

11.5 Expansión Óptima del Sistema Determinamos que dos opciones en 220 kV satisfacen los criterios probabilísticos, los cuales tienen que ver con la congestión, y un criterio que mide la extensión de SEIN a nivel confiable, en forma robusta. Significa que ante un espectro impresionante de incertidumbres – incluyendo realizaciones extremas – siempre tienen beneficios que justifican los costos, en cuanto a los criterios. Hay que construirlas. Son:

• Machu Picchu-Las Bambas-Cotaruse, y

• Vizcarra-Huallanca.

Determinamos que dos opciones más alivian mucho la congestión para todos los futuros analizados (son robustos), aunque no extienden el alcance N-1 del SEIN. Son:

• Machu Picchu-Tintaya-Puno, y

• Huallanca-Cajamarca.

Conclusiones


Determinamos que hay tres opciones que no aliviarán la congestión pero que extienden, en todos los futuros, el sistema SEIN a nivel N-1. No aliviarán la congestión porque suponemos que, a construirlas, la política operacional del sistema se levantará a un criterio N-1, con las mismas capacidades de transferencia que antes. Así los consumidores y los generadores verán mejor calidad de servicio, con menos apagones. Estas tres también tienen prioridad alta. Son:

• Piura-Zorritos,

• Carhuaquero-Piura, y

• Marcona-Cotaruse.

Una cuarta opción, Cajamarca-Moyobamba, también satisface siempre el mismo criterio. Sin embargo, la relación entre beneficio y costo no llega a los tres anteriores. Tiene prioridad inferior.

Identificamos cuatro opciones que nunca o casi nunca satisfacen los criterios. Hay que descartarlas. Son:

• Lima Alt. 1,

• Lima Alt. 2,

• Marcona-Socabaya, y

• Cotaruse AC/DC/AC y condensadores.

Por fin, hay dos opciones adicionales que son riesgosas. Son:

• Cajamarca-Carhuaquero y

• Lima Fuerte.

La primera satisface los criterios en 58% de los futuros, la segunda en solo 19%. Analizamos la exposición para ellos. Descubrimos que solo satisfacen los criterios cuando el desarrollo de la reserva es bajo en la zona Norte y alto en la zona Central.

La manera de mitigar el riesgo es dilatar la decisión en cuanto a estas. Si hay que hacer algo sin demorar en la zona Lima, el riesgo se mitigará construyendo la opción Light en 500 kV pero operándola por algunos años en 220 kV.

En las últimas horas del estudio se plantearon opciones para solucionar el problema de congestión entre las regiones Central y Sur. El consultor e ingenieros de OSINERG analizaron una posible línea nueva Mantaro-Socabaya. Concluimos que esta línea no satisface los criterios de la Sección 4. Es cierto que puede haber congestión, especialmente en futuros donde hay poca generación nueva en el sur. Pero el costo la transmisión eléctrica, por la larga distancia, no se justifica por los beneficios. Por distancias largas es menos costoso transportar combustible. El problema es un problema de generación, no de transmisión.


Con respecto a las decisiones estratégicas, afinamos las conclusiones del estudio fase 1. Concluimos que:

• El nivel de tensión indicado para la expansión del sistema SEIN fuera de Lima es 220 kV. El nivel de tensión indicado para la expansión del anillo metropolitano es incierto. En la mayoría de los futuros es 220 kV. En algunos futuros extremos es 500 kV.

• Corredores nuevos o expandidos son indicados para vincular las zonas Central-Norte, Central-Sureste, y Sureste-Suroeste.

• Un nuevo corredor Centro-Suroeste no esta indicado.

• Reforzar el anillo metropolitano es necesario (ver la sección 9).

En cuanto a los criterios mismos, esta parte del estudio confirma su utilidad. Recomendamos en forma fuerte que empleen los valores desarrollados en la Sección 4 como criterio de planificación. Hemos demostrado que su uso como filtro acepta opciones que deben ser aceptadas, rechaza las que deben ser rechazadas, y pinta con un signo de interrogación los que son riesgosos.

Se podría quejar, “¡Pero, ya sabíamos todo esto!” La respuesta es,

1. Todas las opciones que analizamos, tanto estratégicas como detalladas, aparecieron razonables en el principio.

2. Sin embargo, algunas han sido descartadas.

3. La conclusión en cuanto a nivel de tensión para expansión del sistema fuera de Lima es clara e indiscutible.

4. Hemos identificado la exposición y la mitigación del riesgo en cuanto al nivel de tensión futuro en Lima.

5. La conclusión de rechazar un corredor nuevo Central-Suroeste es clara e indiscutible.

6. Nuestras conclusiones se basan en el análisis más extenso de incertidumbres que jamás se ha hecho por un estudio de este tipo. El sector eléctrico no tendrá que temer sorpresas feas.

Conclusiones


Página en Blanco.

informe final – segunda versión€¦informe final – segunda versión preparado para

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