1.Informe Ejecutivo Diagnostico2015-2024

RESUMEN EJECUTIVO

INFORME DE DIAGNSTICO DE LAS

CONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN,

PERIODO 2015 2024

Informe COES/DP-01-2013

INFORME

COES/DP-01-2013

INFORME DE DIAGNOSTICO DE LAS CONDICIONES

OPERATIVAS DEL SEIN, PERIODO 2015 - 2024

RESUMEN EJECUTIVO

Informe COES/D/DP-01-2013

Informe de Diagnstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015 - 2024

RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final

Direccin de Planificacin de Transmisin Pg. 2

NDICE

RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................................................ 3

1 INTRODUCCIN ........................................................................................................................................ 3

2 ENFOQUE INTEGRAL DEL DIAGNSTICO ................................................................................................... 4

3 INFORMACIN UTILIZADA ........................................................................................................................ 5

4 CRITERIOS ................................................................................................................................................. 8

5 DIAGNSTICO ........................................................................................................................................... 9

5.1 DIAGNSTICO DE LA OPERACIN ECONMICA DE CORTO PLAZO PERIODO 2015-2016 .................................................. 9

5.2 DIAGNSTICO OPERATIVO DE CORTO PLAZO PERIODO 2015-2016 .......................................................................... 15

5.3 DIAGNSTICO DE LA OPERACIN ECONMICA BASADO EN INCERTIDUMBRES, LARGO PLAZO PERIODO 2017-2024 ............ 22

5.4 DIAGNSTICO OPERATIVO DE LARGO PLAZO, PERIODO 2017-2024 ......................................................................... 28

6 EXPANSIN DE GENERACIN EFICIENTE ................................................................................................. 33



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


RESUMEN EJECUTIVO

1 Introduccin

El presente Informe de Diagnstico de las Condiciones Operativas del SEIN Perodo 2015 -

2024 (Informe de Diagnstico) ha sido elaborado en cumplimiento del Artculo 16 del

Reglamento de Transmisin (RT), y con el alcance indicado en el Artculo 8 de los Criterios

y Metodologa para la Elaboracin del Plan de Transmisin, en adelante la Norma.

El objetivo del Informe de Diagnstico es evaluar las condiciones operativas del SEIN desde

el punto de vista energtico y elctrico, en los periodos de corto plazo (2015 - 2016) y el largo

plazo (2017 2024), con la finalidad de detectar restricciones o congestiones en el sistema

de transmisin bajo distintas hiptesis de demanda, generacin e hidrologa. Las soluciones

a estas restricciones y congestiones sern analizadas y resueltas en el estudio de

Actualizacin del Plan de Transmisin, periodo 2015-2024, considerando las propuestas que

los agentes e interesados hagan para ese fin.

Por consiguiente, la identificacin de las restricciones o congestiones en el sistema de

transmisin que aborda el Informe de Diagnstico se realiza considerando la expansin de

transmisin contemplada en la Actualizacin del Plan de Transmisin Perodo 2013 2022

(PT), que comprende el Plan Vinculante 2018 y el Plan de Largo Plazo 2022, pero bajo las

nuevas condiciones de demanda y oferta.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


2 Enfoque integral del diagnstico

Este enfoque se muestra esquemticamente en la siguiente Figura 2.1:

Figura 2.1 Enfoque Integral del Diagnstico.

El diagnstico de las condiciones operativas del SEIN ha sido realizado bajo un enfoque

integral que considera dos horizontes definidos:

El corto plazo (2015-2016): Perodo en el que se contempla la evolucin de la demanda y

oferta dentro de mrgenes de variacin con relativo mayor grado de predictibilidad de

ocurrencia, ya que comprende proyectos en marcha o con alto grado de maduracin, los

cuales permiten proyectarlas con una certidumbre aceptable. Por lo tanto la evaluacin del

SEIN para este perodo se realiza bajo metodologas determinsticas.

Los anlisis de corto plazo se harn principalmente sobre la base de simulaciones de anlisis

energtico (SDDP) con sensibilidades en la expansin de generacin, que consideren

INFORMACIN Y PROCESOS BSICOS

RESULTADOSDIAGNSTICO

Diagnstico Operativo(Anlisis Elctrico - DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal y Contingencia- Estabilidad Permanente, Transitoria y de Tensin- Cortocircuito

Diagnstico de la Operacin Econmica(Anlisis Energtico -

SDDP)- Despacho de Generacin- Consumo de Gas - Flujos Medios de Potencia por LL.TT.-Reserva de Generacin

CORTO PLAZO (2015-2016)

- Proyeccin de la Demanda

- Programa de Obras de Generacin

- Programa de Obras de Transmisin

- Futuros de Demanda

- Futuros de Generacin

- Futuros de Hidrologa

- Energa No Servida

- Insuficiencia de Generacin

- Insuficiencia de Gas Natural

- Sobrecargas en Lneas de Transmisiny Transformadores

- Insuficiencia de Reactivos

- Problemas de Estabilidad

- Costos Marginales

Enfoque Determinstico

Diagnstico de la Op. Econmica Basado en Incertidumbres

(Anlisis Energtico - PERSEO)

- Flujos Medios de Potencia- Energa No Servida- Horas de Despacho No Econmico

Diagnstico Operativo de Verificacin

(Anlisis Elctrico -DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal- Estabilidad Transitoria- Cortocircuito

LARGO PLAZO (2017-2024)

Enfoque Basado en Incertidumbres Enfoque Determinstico

Enfoque General: Anlisis de desempeo de la Expansin de la Transmisin del Plan de Transmisin, bajo las nuevas condiciones de Demanda y Oferta en el Horizonte del Estudio.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


conservadoramente retrasos en su evolucin, y un anlisis elctrico (DIgSilent) para

diferentes condiciones de operacin en demanda (mxima, media y mnima), en los perodos

hidrolgicos de avenida y estiaje, en estado estacionario y dinmico.

El largo plazo (2017 2024): En este perodo la evolucin del SEIN est sujeta a

incertidumbres tanto en el lado de la demanda (variaciones de crecimiento vegetativo por

zonas, grandes proyectos de demanda, etc.), en el lado de la oferta de generacin

(incertidumbre en la magnitud, locacin, tipo y oportunidad de puesta en operacin de

centrales de generacin, as como en la hidrologa. Estas variables estn fuera del control del

planificador y son llamadas incertidumbres. En ese sentido, el diagnstico en el largo plazo

se realiza mediante metodologas que consideran un enfoque basado en incertidumbres.

En el largo plazo el anlisis se realiza principalmente sobre la base de una gran cantidad de

simulaciones en el modelo energtico (PERSEO), que abarquen la combinacin de todas las

incertidumbres. Adicionalmente, se realizan simulaciones en el modelo de anlisis de

sistemas elctricos de potencia (DIgSilent) para un caso de demanda media, analizando el

sistema elctrico en un nivel global, observando el estrs y confiabilidad del SEIN por la

materializacin de las incertidumbres.

3 Informacin utilizada

Se ha considerado la informacin disponible al 31 de diciembre de 2012 (fecha de cierre).

Esta informacin abarca datos de demanda, generacin y transmisin. En general, las

fuentes de informacin utilizadas fueron las siguientes: bases de datos propias, informacin

enviada por los agentes, estudios de Pre Operatividad y Operatividad de proyectos de

generacin, transmisin y de demanda aprobados por el COES, proyectos de transmisin

resultantes de la actualizacin del Plan de Transmisin 2013 - 2022 e informacin de otras

entidades del sector, como el MINEM y Osinergmin.

Proyeccin de la demanda para el corto plazo

A continuacin se muestra la proyeccin de la demanda global en energa y potencia para el

corto plazo.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Tabla 3.1 Proyeccin de la Demanda.

Proyeccin de la demanda para el largo plazo

En lo que respecta a los anlisis de largo plazo se considera la demanda como

incertidumbre, es decir como una variable sobre la cual no se tiene control, que puede

variar en un rango amplio pero acotado. En la Figura 3.1 se muestra las 5 proyecciones de

demanda consideradas.

Figura 3.1 Escenarios de las proyecciones de la demanda

En base a estas 5 proyecciones se elaboran los nudos de demanda los cuales son:

Nudo 1: Demanda muy optimista Sur + Norte y demanda base Centro.

Nudo 2: Demanda base.

Nudo 3: Demanda muy optimista Centro y demanda base Sur + Norte.

GWH % MW %

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

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

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

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

PROMEDIO

2013 - 201612,0% 11,2%

AOENERGA POTENCIA

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW

Muy Pesimista Pesimista Base Optimista Muy Optimista

8,9%

7,7%

6,6%

4,7%

3,5%



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Nudo 4: Demanda muy pesimista.

En la siguiente Figura 3.2 se muestran estos nudos de demanda para el ao 2024, donde se

observa una regin de anlisis que est limitada por estos nudos.

Figura 3.2 Futuros de Demanda Ao 2024 (MW)

Generacin para el corto plazo

El plan de obras de generacin incluye los proyectos comprometidos, as como otros que se

prev ingresaran en operacin en el periodo de evaluacin, en base a la informacin

disponible (Estudio de Pre Operatividad, Operatividad u otra informacin enviada por los

agentes). En el periodo de corto plazo 2015 2016 se estima que la potencia instalada de

estos proyectos sumen 1117 MW y 1007 MW en los aos 2015 y 2016, respectivamente.

Generacin para el largo plazo

En el largo plazo se tiene mayor incertidumbre en la generacin, por lo cual se analizan

futuros de oferta, que han sido elaborados en funcin de los futuros de demanda,

considerando un margen de reserva adecuado. La informacin para la elaboracin de estos

futuros de oferta es la relacin de proyectos de generacin (opciones de generacin) posibles

de entrar en servicio en el largo plazo (2020-2024).

Transmisin para el corto plazo

El plan de obras de transmisin incluye los proyectos del Plan Transitorio de Transmisin que

han sido adjudicados y otros en proceso de adjudicacin. Incluye tambin las ampliaciones

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

No

rte

+ Su

r

Centro

Futuros de Demanda del ao 2024 (MW)

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

1: Optimista Norte-Sur

3:Optimista Centro

4: Pesimista

2: Medio



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


del contrato de concesin de REP, el Plan Vinculante del Primer Plan de Transmisin, as

como proyectos resultado del Plan de Inversiones de Transmisin.

Figura 3.3 Esquema del SEIN al ao 2016.

Transmisin para el largo plazo

En el caso de la transmisin, en los anlisis de largo plazo, para el ao 2020 se ha utilizado

el Plan Vinculante del ao 2018, y para los anlisis del ao 2024 se ha utilizado el Plan de

Largo Plazo al 2022, resultados de la actualizacin del Plan de Transmisin 2013 - 2022.

4 Criterios

Se han considerado los criterios tcnicos de desempeo establecidos en la Norma.

Adicionalmente se han considerado los siguientes criterios:

Se considera que la capacidad de transporte de gas natural de Camisea para

generacin de energa elctrica de Lima e Ica, en el ao 2015 es de 452 MMPCD, y a

partir del ao 2016 se considera que no existen restricciones en la capacidad de

transporte del ducto de Camisea.

Se consideran tres zonas del SEIN: Norte, Centro y Sur.

Para criterios tcnicos no contemplados en la Norma se consideran estndares

internacionales (IEC, IEEE)

~

~

SUR ESTE

~ ~

CENTROSUR OESTE

Chimbote 220 kV

Huallanca 220 kV Conococha 220 kV

Paramonga 220 kV

Carabayllo 500 kVChimbote 500 kV

Marcona 500 kVMontalvo 500 kV

Chilca 500 kV

Mantaro 220 kV

Socabaya

Montalvo 220 kV

Tintaya 220 kVSuriray 220

Cotaruse 220 kV

Puno 220 kV

Ocoa 500 kV

Trujillo 500 kV

NORTE

Trujillo 220 kV

La Nia 500 kV



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


5 Diagnstico

5.1 Diagnstico de la operacin econmica de corto plazo periodo 2015-2016

Para evaluar la operacin econmica del sistema se ha utilizado el modelo energtico SDDP

simulando el Caso Base, que considera evolucin esperada de la demanda y oferta, as

como el desarrollo de la transmisin comprometida, y el Caso de Sensibilidad Retraso de

1000 MW en proyectos de generacin hidroelctrica mayor (CC.HH. Chaglla y Cerro del

guila).

Reserva operativa de generacin

En la siguiente Figura 5.1 se resume el resultado de reserva operativa de generacin en el

SEIN para el periodo de anlisis.

Figura 5.1 Reserva operativa de generacin en el SEIN Caso Base.

En el Caso Base se observa que la mnima reserva operativa de generacin es del orden de

9% y se presenta en las pocas de estiaje de los aos 2015 y 2016. Cabe remarcar que pese

al incremento de demanda en el ao 2016, la reserva operativa de generacin en el estiaje se

mantiene debido al ingreso de generacin del orden de 600 MW (potencia instalada) durante

el primer semestre de ese ao, y al incremento de generacin despachada en las centrales

termoelctricas que consumen gas de Camisea por mayor disponibilidad de este

combustible.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


En la Figura 5.2 se muestra el resultado de reserva operativa de generacin para el Caso de

Sensibilidad Retraso de 1000 MW en proyectos hidroelctricos. Cabe resaltar que no se

presenta racionamiento de energa en el SEIN, sin embargo la reserva operativa de

generacin se reduce a valores de 3% y 5% en las pocas de estiaje de los aos 2015 y

2016, respectivamente.

Figura 5.2 Reserva operativa de generacin en el Caso de Sensibilidad Retraso de 1000 MW de

proyectos de generacin hidroelctrica

La reduccin de la reserva operativa de generacin tambin es considerable en la mxima

demanda del 2015 y en la avenida del 2016, en los cuales se presentaron porcentajes de 6%

y 10%, respectivamente, frente a 12% y 15%, presentados en el Caso Base.

Cabe resaltar que esta situacin de reserva operativa de generacin se agravara en el 2016

si en ese ao no se contara con la ampliacin del gasoducto de Camisea.

Despacho de generacin

En la Tabla 5.1 se muestra el despacho de generacin de las centrales del SEIN agrupadas

por tipo de fuente para el Caso Base.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Tabla 5.1 Despacho de generacin por tipo de fuente.

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

combustible diesel, residual y carbn, que en suma constituyen el 3% y 2,5% de la demanda

en los aos 2015 y 2016, respectivamente. Esto se debe a la falta de mayores proyectos de

generacin de bajo costo operativo, as como a la congestin de la lnea de interconexin

Centro - Sur en 220 kV (Mantaro Cotaruse), la cual fuerza la operacin de centrales

trmicas de relativo alto costo operativo en la zona Sur.

En el Caso de Sensibilidad se observa que la generacin hidroelctrica en el ao 2015 se

reduce en 1 145 GWh, lo cual representa el 4,3% de la generacin hidroelctrica producida

en el Caso Base. Esta diferencia es asumida en mayor proporcin por el incremento de la

generacin con combustible residual y diesel, debido a la limitacin de transporte de gas

natural de Camisea.

En el ao 2016 la reduccin de la generacin hidroelctrica es de aproximadamente de 3 000

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

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

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

porcentaje (22%) por el incremento de la generacin con combustible diesel, debido al

despacho de centrales trmicas de reserva fra, el cual se incrementa con respecto al Caso

Base.

Consumo de gas natural de Camisea

En la Figura 5.3 se muestra la evolucin del consumo de gas natural de Camisea, agrupado

segn el tipo de tecnologa de generacin: centrales de ciclo combinado y centrales de ciclo

abierto, ubicadas en el rea de Lima e Ica.

Tipo de 2015 2016

Fuente GWh % GWh %

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

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

Carbn 628 1,2% 829 1,4%

Biomasa 42 0,1% 42 0,1%

Eolica 986 1,9% 988 1,7%

Solar 256 0,5% 257 0,4%

Residual 270 0,5% 231 0,4%

Diesel 692 1,3% 447 0,7%

Total 53 223 100% 59 713 100%



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.3 Consumo de gas natural de Camisea Caso Base

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

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

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

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

respecto al estiaje.

De los resultados del Caso Base (Tabla 5.2) se estima que el consumo promedio de gas

natural de Camisea en el ao 2015 sera del orden de 398 MMPCD, valor que se

incrementara a 403 MMPCD en el Caso de Sensibilidad, como consecuencia de la reduccin

en la generacin hidroelctrica. Para el ao 2016, se estima un consumo promedio de 444

MMPCD, el cual se incrementara a 484 MMPCD en el Caso de Sensibilidad, debido al

incremento de la generacin en centrales de ciclo combinado y de ciclo abierto, por mayor

disponibilidad de gas natural de Camisea en este ao.

Tabla 5.2 Despacho promedio de gas natural de Camisea.

MMPCD 2015 2016

Mximo 421 508

Mnimo 367 353

Promedio 398 444



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


En cuanto al consumo mnimo de gas natural de Camisea en el ao 2015 se observa que en

ambos casos es aproximadamente el mismo, sin embargo en el ao 2016 para el Caso de

Sensibilidad el consumo mnimo se incrementara a 450 MMPCD (incremento de 97 MMPCD)

por mayor disponibilidad de gas de Camisea.

Flujo de potencia promedio en principales enlaces

Zona Norte

De los resultados se observa que el flujo total acumulado de las lneas que interconectan la

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

como se aprecia en la Figura 5.4.

En el ao 2015 se observa un flujo total de la zona Centro hacia la zona Norte por debajo de

100 MW, como consecuencia del despacho de la reserva fra de la zona Norte debido a la

falta de generacin eficiente en el SEIN. Con el ingreso en operacin de la C.H. Chaglla, en

el ao 2016 no se requiere del despacho de dicha reserva fra, y por tanto se incrementa el

flujo hacia la zona Norte hasta un mximo de 450 MW.

Figura 5.4 Potencia media en el bloque de punta en la interconexin Centro - Norte Caso

Base

Para el Caso de Sensibilidad, en el ao 2015 se observa una reduccin en el flujo total hacia

la zona Norte a partir del estiaje, debido al incremento de la generacin de las centrales de

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW

Flujo total Interconexin Centro - Norte

Flujo total Interconexin Centro - Norte



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


reserva fra en esta zona. Esta reduccin se presenta tambin en el ao 2016, debido al

despacho de las centrales de reserva fra por falta de generacin en el SEIN.

Zona Sur

En la Figura 5.5 se muestra el flujo total acumulado de las lneas que interconectan la zona

Centro con la zona Sur, observndose un aporte mximo de la zona Centro hacia el Sur del

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

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

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

demanda de 300 MW en la zona Sur.

Cabe resaltar que en las lneas de transmisin de la zona Sur no se presenta congestin en

el periodo de evaluacin, a excepcin de la L.T. Mantaro Cotaruse de 220 kV.

Figura 5.5 Potencia media en el bloque de punta en la interconexin Centro - Sur Caso Base

Para el Caso de Sensibilidad se observa que el flujo de potencia total enviado hacia la zona

Sur se mantiene por debajo de 800 MW en el ao 2015, mientras que en el ao 2016 el flujo

total no supera los 1000 MW. En comparacin con el Caso Base se presenta una reduccin

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

reduccin de la generacin en la zona Centro y al incremento en el despacho de las centrales

trmicas en la zona Sur, que incluye la generacin de la reserva fra de Ilo en el bloque de

punta.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

ene-

15

feb-

15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun-

15

jul-1

5

ago-

15

sep-

15

oct-

15

nov-

15

dic-

15

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun-

16

jul-1

6

ago-

16

sep-

16

oct-

16

nov-

16

dic-

16

MW

Flujo total Interconexin Centro - Sur

Flujo total Interconexin Centro - Sur



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


5.2 Diagnstico operativo de corto plazo periodo 2015-2016

Se ha realizado simulaciones elctricas para los aos 2015 y 2016. A continuacin se

muestran los resultados de mayor relevancia que resumen lo obtenido en estas simulaciones.

Flujo de potencia en condiciones normales.

Los resultados se muestran en las siguientes grficas:

Figura 5.6 Perfil de Tensiones Ao 2015

Figura 5.7 Perfil de Tensiones Ao 2016

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

La Nia 500 Zorritos 220 LaNia 220 Puno 220 Montalvo 500

P.U.Operativo TENSIONES OPERATIVAS EN CONDICIONES NORMALES 2015

maxima media minima MaxAnual 1,10 p.u.

OPERACIN EN EMERGENCIA

OPERACIN NORMAL

OPERACIN NORMAL


0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

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MaxA

nu

al

Ave

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a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

MaxA

nu

al

La Nia 500 Zorritos 220 LaNia 220 Independencia220

Puno 220 Montalvo 500

P.U.Operativo TENSIONES OPERATIVAS EN CONDICIONES NORMALES 2016

maxima media minima MaxAnual 1,10 p.u.


OPERACIN NORMAL

OPERACIN NORMAL


Tensiones bajas cercanas a los lmites en Zorritos. Tensiones bajas debajo

de los lmites en Puno.

Tensiones bajas fuera de los lmites de operacin de

emergencia en Zorritos.

Tensiones bajas debajo de los lmites en Puno.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Para el ao 2015 en la Figura 5.6, se puede observar en la zona Norte niveles de tensin

prximos a 0,95 p.u. principalmente en la S.E. Zorritos en mxima demanda, por lo que

para el control de la tensin se requiere del despacho de unidades trmicas (TGN4 de

Malacas o la reserva fra de Talara). En la zona Sur se observa problemas para el control

de la tensin en la S.E. Puno, llegando a valores ligeramente por debajo de 0,95 p.u. en

mxima demanda anual. Estos para el 2016 se agravan como se observa en la Figura

5.7, alcanzando en la S.E. Zorritos una tensin mnima de 196 kV y en la S.E. Puno con

209 kV en los casos de mxima demanda, por lo que se requerira de equipos de

compensacin reactiva en las reas de influencia

Figura 5.8 Flujo de Potencia en Lneas Ao 2015

Figura 5.9 Flujo de Potencia en Lneas Ao 2016

0

20

40

60

80

100

120

140

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Max

An

ual

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

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Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Carabayllo-Chimbote500

Chimbote-Trujillo 500 Chilca-Marcona 500 SanCamilo-Montalvo500

Chiclayo-Carhuaquero 220

Santa Rosa-Chavarria 220

Paragsha-Vizcarra220

Mantaro-Cotaruse 220

% FLUJOS EN LNEAS - CONDICIONES NORMALES 2015

maxima media minima MaxAnual 120% 100%

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal

0

20

40

60

80

100

120

140

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Max

An

ual

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Aven

ida

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Carabayllo-Chimbote 500

Chimbote-Trujillo 500

Chilca-Marcona500

SanCamilo-Montalvo 500

Chiclayo-Carhuaquero 220

Santa Rosa-Chavarria 220

Paragsha-Vizcarra 220

Huancavel-Mantaro 220

Mantaro-Cotaruse 220

Paragsha-Conococha

220

% FLUJOS EN LNEAS - CONDICIONES NORMALES 2016

maxima media minima MaxAnual 120% 100%

Sobrecarga del 20%

Capacidad Nominal



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


De la Figura 5.8 y Figura 5.9 se puede observar:

Para el 2015 y 2016, las lneas de 500 kV de la troncal del Norte operan hasta un mximo

del 68% (L.T. Chimbote Trujillo 550 kV) y el 86% (L.T. Carabayllo Chimbote 500 kV)

de la capacidad nominal y las lneas de la troncal del Sur alrededor del 60% (L.T. San

Camilo Montalvo 500 kV) y el 96% (L.T. Chilca Marcona 500 kV, sobre 700 MW). Se

debe notar que la L.T. Chilca Marcona 500 kV es la que en todos los casos presenta la

mayor carga operando cerca de su lmite operativo de transmisin de 700 MW.

Para el 2016 aparecen las sobrecargas en la L.T. Carhuaquero Chiclayo hasta 127

MVA (11% de sobrecarga) en mxima demanda anual como consecuencia de la

inyeccin de potencia desde la S.E. Cajamarca por la L.T. Cajamarca Carhuaquero 220

kV.

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

transmisin con una carga de hasta 209 MVA (40 % de sobrecarga), como consecuencia

de la ampliacin de Antamina y la operacin de la C.H. Chaglla. Esta situacin refuerza la

necesidad del proyecto de repotenciacin de la L.T Paragsha Vizcarra 220 kV a 250

MVA propuesto en el Plan Vinculante del Plan de Transmisin vigente, para antes del

2016.

La L.T. Mantaro Huancavelica presenta flujos de hasta 180 MVA (10% de sobrecarga)

en la media y mxima demanda anual. Por otro lado, la L.T. Mantaro Huancavelica 220

kV sobrepasa su capacidad nominal de 150 MVA, esto se debe a la particularidad

topolgica que presenta la configuracin de la S.E. Huancavelica que slo tiene conexin

con una de las lneas que vienen de la S.E. Mantaro a la S.E. Independencia.

Para el 2015 y 2016, la L.T. Mantaro Cotaruse 220 kV opera permanentemente en

congestin, lo cual se debe principalmente a las centrales de reserva fra de Ilo y la C.T.

Ilo2 TV son las que controlan el flujo por esta lnea, evitando que alcance estados

operativos que puedan ser peligrosos para el sistema.

Para el 2015, los equipos estticos de compensacin reactiva que operan

predominantemente en sus lmites reactivos son: Cajamarca, Trujillo, Tintaya existente. Y

para el 2016: Chiclayo, Trujillo y Tintaya existente.

Flujo de potencia en condiciones de contingencias.

Para el periodo de estudio, las contingencias que deterioran la operacin del SEIN son:



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Para el ao 2015, en el Norte la contingencia de la L.T. 500 kV Chimbote Trujillo

causara sobrecargas del orden de 30% en las lneas paralelas, en el Sur las

contingencias de las L.T. 500 kV Chilca Marcona y L.T. 500 kV Marcona Ocoa

causaran sobrecargas del orden de 60% hasta 111% para lneas paralelas en casos

extremos y cadas de tensin debajo de 0,9 p.u., la L.T. 220 kV Mantaro Cotaruse

ocasiona sobrecargas del 60 % en la terna paralela.

Para el ao 2016, en el Norte las contingencias de la L.T. Carabayllo Chimbote 500 kV

y L.T. Chimbote Trujillo 500 kV de 35% a 97% de sobrecargas en lneas aledaas. En el

Centro la contingencia de la L.T. Paragsha Conococha 220kV causara sobrecargas del

97% en la L.T. Paragsha Vizcarra 220 kV y la contingencia de esta ltima causara 56%

de sobrecarga en la primera. En el Sur las salidas de las L.T. Chilca Marcona 500 kV y

L.T. Marcona Ocoa 500 kV causaran sobrecargas de 35% hasta 111% en lneas

aledaas, por otro lado la L.T. Mantaro Cotaruse 220kV causara sobrecargas del 66 %

en la terna paralela.

Por otro lado, para ambos aos de simulacin, la contingencia de la L.T. Moquegua

Puno 220 kV conduce al sistema Sur al colapso por tensin.

Cortocircuito.

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

trifsico y monofsico en barras de 500 kV y 220 kV para el 2016, se muestran en las figuras

siguientes:

Figura 5.10 Niveles de cortocircuito monofsico y trifsico en las zonas Norte y Sur, 2016.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Zo

rrit

os

Tal

ara

Piu

ra

Ch

icla

yo O

este

Gu

adal

up

e

Car

hu

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ero

Tru

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Ch

imb

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La

Ni

a

Tru

jillo

Ch

imb

ote

Co

taru

se

So

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Mo

nta

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Ilo 2

Su

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y

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Tin

taya

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enco

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Ab

anca

y

Pu

no

Lo

s H

ero

es

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a

San

Cam

ilo

Mo

nta

lvo

220 kV 500 kV 220 kV 500 kV

Norte Sur

KA

Mximas Corrientes de Cortocircuito - 2016

Corriente de Cortocircuito Monofsico Corriente de Cortocircuito Trifsico



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.11 Niveles de cortocircuito monofsico y trifsico en la zona Centro, 2016.

Estos resultados indican que:

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

mximas corrientes de cortocircuito alcanzadas en barras de 500 kV resultan del

orden de 12,5 kA, y en las principales barras de 220 kV se encuentran en el rango de

20 kA y 63 kA.

Estabilidad de tensin.

Los resultados de los factores de sensibilidad en las principales barras de 500 kV, 220 kV y

138 kV, se muestran en las siguientes figuras:



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.12 Factores de sensibilidad de la tensin

en barras con la potencia reactiva, barras en 500

kV.

Figura 5.13 Factores de sensibilidad de la tensin

en barras con la potencia reactiva, barras en 220

kV.

De estas se puede observar:

La barra con mejor regulacin tensin es Socabaya 220 kV, debido a la presencia del

SVC de Socabaya.

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

de regulacin de tensin, esto debido la falta de proyectos de generacin en la

cercana de esta subestacin y a la falta de compensacin reactiva capacitiva. Esta

situacin empeora en el 2016 y en situaciones en que la C.T. Malacas TGN4 no

opera.

En la zona Centro, la L.T. Chilca Marcona Ocoa Montalvo 500 kV mejora la

regulacin de tensin en la zona de Marcona. La S.E. Marcona junto con la S.E.

Independencia son las que poseen la ms baja capacidad de regulacin de tensin,

sin embargo esto no se considera crtico.

En la zona Sur, en 220 kV, el rea de la S.E. Puno es la que posee la ms baja

capacidad de regulacin de tensin en el ao 2015, lo cual se agrava para el 2016. Lo

0 0,001 0,002 0,003

La Nia 500 kV

Trujillo 500 kV

Chimbote 500 kV

Carabayllo 500 kV

Chilca 500 kV

Marcona Nueva 500 kV

Ocoa 500 kV

San Camilo 500 kV

Montalvo 500 kV

p.u / MVar

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

MAn15 MAn16

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

Zorritos 220 kV

Talara 220 kV

Chiclayo Oeste 220 kV

Guadalupe 220 kV

Trujillo 220 kV

Chimbote 220 kV

Paramonga 220 kV

Conococha 220 kV

Oroya 220 kV

Carabayllo 220 kV

Santa Rosa 220 kV

Chilca 220 kV

Independencia 220 kV

Marcona 220 kV

Cotaruse 220 kV

Socabaya 220

Montalvo 220 kV

Abancay 220 kV

Puno 220 kV

Los Heroes 220 kV

p.u / MVar

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

MAn15 MAn16



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


contrario sucede en la S.E. Hroes que presenta una mejora en el 2016, con el

ingreso del segundo circuito de la L.T. Montalvo Hroes 220 kV.

Del anlisis de cargabilidad para el 2015, se observa que en la zona Norte la S.E

Zorritos limita el incremento de demanda debido al bajo perfil de tensiones y no la

capacidad de transmisin de las lneas de transmisin. En la zona Sur la situacin es

ms crtica debido a que las subestaciones de Juliaca y Puno operan con tensiones

por debajo de 0,95 p.u.

Estabilidad permanente.

Se ha realizado un anlisis de estabilidad permanente con fines de estimar posibles

oscilaciones interrea obtenindose lo siguiente:

Para los aos 2015 - 2016, no hay problemas de estabilidad de operacin en estado

estacionario del SEIN en condiciones normales, sin embargo la contingencia del enlace

Centro Sur en 500 kV podra provocar oscilaciones de estabilidad en estado

estacionario. Esto se deber evaluar oportunamente en ms detalle.

Estabilidad Transitoria.

De los resultados se indica que:

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

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

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

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

Para los aos 2015 y 2016, la salida por falla y desconexin de la L.T. Chilca Marcona

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

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

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

sobrecargas en las redes de 220 kV, especialmente en el tramo Ica Nazca - Marcona.

Esto debido a la gran demanda de la ampliacin de Cerro Verde.

Para los aos 2015 y 2016, los casos de falla y desconexin de la L.T. Marcona Ocoa

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

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

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

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



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


cargas de la zona de influencia. Las simulaciones resultan estables, pero se deber

verificar esta condicin operativa con otros estudios ms cercanos al ao 2015.

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

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

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

2016.

Para el periodo 2015 2016, una falla con salida de la L.T. Tingo Mara Vizcarra 220 kV

o la L.T. Suriray Abancay/Cotaruse en 220 kV, ocasionan prdida de sincronismo de

unidades de generacin en sus alrededores.

Cabe resaltar que en los anlisis de corto plazo no se incluyeron proyectos del Plan

Vinculante 2018 ni el Plan de Largo Plazo 2022, debido a que estos estn previstos para

el 2018.

5.3 Diagnstico de la operacin econmica basado en incertidumbres, largo plazo

periodo 2017-2024

Para el largo plazo se ha realizado simulaciones energticas (PERSEO) para diferentes

escenarios, dado que en el futuro se tienen mayores incertidumbres, por lo que se ha

considerado la combinacin de cuatro futuros de demanda, ocho futuros de generacin, tres

futuros de hidrologa y dos condiciones de transmisin, considerando los lmites de las lneas

de trasmisin y sin considerarlas, para dos aos de anlisis (2020 y 2024). Como resultado

de las combinaciones factibles de las variables indicadas, se llevaron a cabo 276

simulaciones en PERSEO (114 escenarios simulados para el ao 2020 y 162 escenarios

simulados para el ao 2024) Figura 5.14. Para la identificacin de sobrecargas se consideran

las simulaciones donde se liberan lmites de las lneas de transmisin y para el clculo de

energa no servida (ENS) se consideran las simulaciones con lmites de transmisin.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.14 Escenarios base o Nudos.

Los resultados de las simulaciones fueron analizados con un enfoque basado en las

incertidumbres: demanda, oferta e hidrologa. En ese sentido los problemas detectados estn

asociados a las condiciones operativas de las materializaciones de las incertidumbres

mencionadas para cada simulacin. Se prest especial atencin a los problemas de mayor

magnitud, que son sensibles a alguna de las incertidumbres y/o ms recurrentes entre

simulaciones en alguno de los aos de corte (2020 o 2024). Los resultados de los anlisis se

resumen a continuacin:

x 3 Series

Hidrolgicas

(Seca, Promedio,

Hmeda)

x 2 Condiciones

Transmisin

27 futuros

Demanda x Oferta

x 1 Plan

Escenarios Simulados

x 3 Series

Hidrolgicas

(Seca, Promedio,

Hmeda)

x 2 Condiciones

Transmisin

19 futuros

Demanda x Oferta

x 1 Plan

Escenarios Simulados

114

216

TOTAL

330

Sin DesarrolloCC.HH. Oriente CC.HH. Norte

Segn evaluacin SICentro SI

Norte y Sur SI


Norte y Sur SI


Norte y Sur SI


Norte y Sur SI


Norte y Sur SI


Norte y Sur SI

Pesimista - Segn evaluacin SI

Ao

2020

DemandaOferta

TipoPrioridad de Proyectos

de Generacin

Desarrollo de Grandes Centrales

Optimista

N-S

Mayormente

Trmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Trmica

Mayormente

Renovable

Optimista

Centro

Mayormente

Trmica

Mayormente

Renovable

Sin DesarrolloCC.HH. Oriente CC.HH. Norte

Segn evaluacin SISegn evaluacin SI

Centro SINorte y Sur SI



Norte y Sur SI


Norte y Sur SISegn evaluacin SISegn evaluacin SI


Norte y Sur SI


Centro SINorte y Sur SI



Norte y Sur SI

Pesimista - Segn evaluacin SI

Ao

2024

Demanda

Oferta

TipoPrioridad de Proyectos

de Generacin

Optimista

Centro

Mayormente

Trmica

Mayormente

Renovable

Desarrollo de Grandes Centrales

Optimista

N-S

Mayormente

Trmica

Mayormente

Renovable

Media

Mayormente

Trmica

Mayormente

Renovable



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.15 Sobrecargas para el ao 2020.

Sobrecarga del 15% a 50%


Sobrecarga del 100% a mas



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


De la Figura 5.15 en el ao 2020, en la zona Norte se presentan sobrecargas en la

L.T. Chiclayo Carhuaquero 220 kV, condicionadas al ingreso de los proyectos

mineros Caariaco (130 MW) y la Granja (60MW), debido a que la demanda de estos

superan la capacidad de la lnea de 114 MVA. Estas sobrecargas aumentan para el

ao 2024 con el incremento de la demanda, como se ve en la Figura 5.16, estos

problemas se podran solucionar con reforzamientos o cambios topolgicos en la

zona.

Tambin se observan sobrecargas en las LL TT Sta. Rita Trujillo 220kV, Chimbote

Trujillo 220kV, Carabayllo Chimbote 500kV y Chimbote Trujillo 220kV para

escenarios de demanda optimistas del ao 2020, estas se mantienen a pesar de la

implementacin de los proyectos del Plan de Largo Plazo del PT 2013-2022 en el ao

2024, debido a que las capacidades de estas lneas de 500 kV del Norte son de 600

MVA.

Se presentan sobrecargas en la lnea Kiman Ayllu Conococha 220kV, Paragsha

Conococha 220kV en escenarios de demanda optimistas en el Norte para el ao

2020, estas se reducen en el ao 2024 con la implementacin del Plan de Largo

Plazo del PT 2013-2022.

Para el ao 2020 se presentan sobrecargas en la L.T. Hunuco Tingo Mara 138 kV

del orden 70%, las cuales disminuyen en el ao 2024 con el ingreso de la L.T. Tingo

Mara Conococha 220 kV, que es parte del Plan de Largo Plazo 2022 del PT, pero

todava se mantienen en un orden de 20% de sobrecargas.

Para el ao 2020 se observan sobrecargas en la L.T. Mantaro Huancavelica 220 kV

para escenarios de demanda con alto crecimiento en el Centro y generacin

mayormente hidrulica, lo cual se evidencia tambin en el anlisis elctrico. Para el

ao 2024 estas sobrecargas disminuyen luego del seccionamiento en Huancavelica

de la terna paralela. Sin embargo estas sobrecargas se mantienen.

Para el ao 2020 se presentan sobrecargas en las lneas de 220 kV provenientes de

Mantaro a Lima. En las L.T. Pomacocha San Juan 220 kV y L.T. Pachachaca

Callahuanca 220 kV para escenarios de demanda con alto crecimiento en el Centro y

generacin mayormente hidrulica. Para el 2024 solo se mantienen estas

congestiones en menor magnitud para la L.T. Pomacocha San Juan 220 kV y

adicionalmente aparecen congestiones en las L.T Mantaro Pomacocha y L.T.

Mantaro Pachachaca 220 kV.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.16 Sobrecargas para el ao 2024.



Sobrecarga del 100% a mas



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Para el ao 2020 se presentan sobrecargas en la L.T. Oroya Carhuamayo 220 kV y

la L.T. Pomacocha Carhuamayo 220 kV. Estas desaparecen en el ao 2024 con el

ingreso de la lneas de 500 kV del Centro L.T. Mantaro - Nueva Yanango Nueva

Yuncn 500 kV y L.T. Nueva Yanango Carapongo 500 kV, que son parte del Plan

de Largo Plazo 2022 del PT.

Para el ao 2020 se observan sobrecargas en la L.T. Mantaro Cotaruse 220 kV

debido a los nuevos proyectos ubicados en Cotaruse, y al reparto de cargas entre

esta lnea y las 500 kV que van a Sur, dado que la primera tiene una impedancia

relativamente baja. Estas congestiones disminuyen con la implementacin del Plan de

Largo Plazo del PT, no obstante todava son del orden de 16% en el ao 2024, cabe

resaltar que se consider una capacidad de 505 MVA para los dos circuitos en

conjunto, este lmite se ampliara con el ingreso de lneas paralelas en 500 kV.

Para el ao 2020 se observan sobrecargas en la L.T. Chilca Marcona 500 kV del

orden de 30% para escenarios de futuros de demanda optimista centro (Mayor

demanda en la zona de Lima), y generacin mayormente hidrulica, en sentido de

Marcona a Chilca, debido a que en estos escenarios se encuentran presentes

importantes proyectos de generacin en el Sur, abasteciendo de manera local la

demanda de dicha zona, y disminuyendo el flujo en la interconexin en sentido Centro

Sur.

Las sobrecargas en la L.T. Chilca Marcona 500 kV, se incrementan en el ao 2024

para escenarios de futuros de demanda optimista centro y generacin mayormente

hidrulica, en el sentido de Sur a Centro. Estos resultados se deben en parte a que se

ha considerado como capacidades de las lneas Chilca Marcona Ocoa

Montalvo 700 MVA, (siendo su capacidad de diseo 1600 MVA), mientras que las

lneas nuevas de 500 kV incluidas en el PT ingresaran con una capacidad de 1400

MVA, sin problemas de sobrecargas. Por otro lado, tambin se observan sobrecargas

en el transformador Marcona 500/220 kV.

Para el 2020 en la zona de Lima se observan sobrecargas importantes en los circuitos

asociados a la SE Carapongo: L.T. Carapongo Sta. Rosa 220 kV, L.T. Carapongo

Chavarra 220kV. Asimismo, para el ao 2024, debido al crecimiento de la demanda,

estas sobrecargas se mantienen y en algunos casos se incrementan, en las lneas.

L.T. Chavarra - Sta. Rosa 220kV, L.T. Sta. Rosa San Juan 220 kV y San Juan-



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Chilca 220 kV, evidenciando la necesidad de unas nuevas lneas o ampliacin de la

capacidad de lneas existentes.

En la zona Sur, para el ao 2024 se observan sobrecargas menores en el rea de

Cusco, en la L.T. Dolorespata Quencoro 138 kV, del orden de 30% para escenarios

de demanda optimista Sur.

Debido a las congestiones encontradas aparecen problemas de racionamiento (ENS)

en las siguientes barras: Carhuaquero 138 kV, San Juan 220 kV, Santa Rosa 220kV,

Ref. Zinc 220kV y Huancavelica 220kV, as como en barras de las empresas

distribuidoras de Lima.

5.4 Diagnstico operativo de largo plazo, periodo 2017-2024

Se ha realizado simulaciones elctricas de verificacin del escenario medio correspondiente

a las simulaciones energticas de largo plazo, para los aos 2020 y 2024. A continuacin se

muestran los resultados de mayor relevancia de este anlisis elctrico de largo plazo:

Flujo de potencia en condiciones normales

Para el periodo 2020-2024 se presentaran problemas de control de tensin en varias

zonas del pas, causadas por el incremento de la demanda. Las zonas identificadas

son: Tumbes, Talara, Pucallpa, Lima Metropolitana, Independencia y Puno, como se

puede observar en las siguientes figuras. Algunos de estos problemas debern ser

analizados y resueltos en el mbito del Plan de Inversiones de Transmisin y otros en

el mbito del Plan de Transmisin.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.17Tensiones en barras de 220 kV, Ao 2020.

Figura 5.18 Tensiones en barras de 220 kV, Ao 2024.

En el ao 2020 los enlaces de 500 kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo y Marcona-Ocoa-

San Camilo en algunos periodos estn cargados cerca del 100 %, hasta el ingreso de

los circuitos en 500 kV que unen la sierra central y la costa para el ao 2024, como se

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

Ave

nid

a

Es

tia

je

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

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Es

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al

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Es

tia

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Zorritos Talara Piura Oeste Chiclayo Oeste Trujillo Santa Rosa San Juan Independencia Tingo Maria Paragsha Oroya Nueva Pachachaca Puno Los Heroes

P.U.Operativo TENSION EN LNEAS DE 220 kV EN CONDICIONES NORMALES

maxima media minima MaxAnual 1.10 p.u. 1.05 p.u. 1.00 p.u. 0.95 p.u. 0.90 p.u.


OPERACIN NORMAL

OPERACIN NORMAL


0,85

0,90

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Zorritos Talara Piura Oeste Chiclayo Oeste Trujillo Santa Rosa San Juan Independencia Tingo Maria Paragsha Oroya Nueva Pachachaca Puno Los Heroes

P.U.Operativo TENSION EN LNEAS DE 220 kV EN CONDICIONES NORMALES

maxima media minima MaxAnual 1.10 p.u. 1.05 p.u. 1.00 p.u. 0.95 p.u. 0.90 p.u.


OPERACIN NORMAL

OPERACIN NORMAL




RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


puede observar en las siguientes figuras., Esta red de 500 kV del Plan de Largo Plazo

del PT tendr gran importancia en la operatividad del SEIN al ao 2024.

Figura 5.19 Flujos en lneas de 500 kV en condiciones normales, ao 2020.

Figura 5.20 Flujos en lneas de 500 kV en condiciones normales, ao 2024.

Cortocircuito

En el ao 2024 (Figura 5.22) las Barras de 220 kV de Chavarra y Santa Rosa

alcanzaran corrientes de cortocircuito de 42 y 44 kA respectivamente, mayores a la

corriente de diseo de 40 kA. El nodo Carapongo 220 kV presenta la mayor corriente

de cortocircuito del SEIN con 46 kA, valor que est por debajo de la corriente de

diseo de 63 kA. Estos altos valores se deben a la red anillada de 220 kV existente en

Lima y a la red de 500 kV que llega hasta la S.E. de Carapongo.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 5.21 Corrientes de cortocircuito zonas Norte y Sur, 2024.

Figura 5.22 Corrientes de cortocircuito, zona Centro, 2024.

Estabilidad transitoria

En cuanto al anlisis de estabilidad transitoria, para el ao 2020, las fallas ocurridas

en los circuitos de 500 kV Carabayllo-Chimbote, Chimbote-Trujillo y Mantaro-Marcona,

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

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220 kV 500 kV 220 kV 500 kV

Norte Sur

KA



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220 kV 500 kV

Centro

KA





RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


dan como resultado la prdida de estabilidad de unidades generadoras. El recierre

monofsico exitoso permite mantener la estabilidad.

Para el ao 2024 con la inclusin de los circuitos de 500 kV Mantaro Nueva

Yanango - Carapongo y Nueva Yuncn Nueva Paramonga Trujillo, se logra

resolver los problemas de estabilidad transitoria, logrando que el sistema soporte la

prdida de cualquier circuito en 500 kV, con excepcin del circuito Trujillo-La Nia 500

kV, ya que no se cuenta con redundancia a 500 kV en ese eje.

Asimismo, de los anlisis se confirma que el anillo de 500 kV Marcona-Ocoa-

Montalvo-Nueva Socabaya-Marcona ser un anillo robusto que garantice la

confiabilidad de la transmisin de energa Centro-Sur del SEIN.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


6 Expansin de generacin eficiente

Se ha realizado un anlisis determinstico de la expansin de generacin eficiente con el

objeto de evaluar la cobertura real de la demanda con energa econmica, considerando la

proyeccin de demanda media. Este anlisis se hace debido a que solo se cuenta con

proyectos comprometidos hasta el ao 2016, por lo que se podra esperar que en el mediano

plazo pueda existir un descalce entre la demanda elctrica y la oferta de generacin eficiente

en el SEIN, lo que llevara a altos precios de la energa elctrica, de manera continua por

varios aos.

Para esto se considera solo generacin eficiente existente y proyectada, sin considerar

centrales trmicas que operan con combustibles lquidos de alto costo (diesel y residual) ni

plantas utilizadas como reserva fra. Con respecto a la generacin proyectada se consideran

el ingreso de proyectos de generacin comprometidos de largo plazo que cuentan con

estudios (considerando el tiempo mnimo de implementacin para cada uno), y proyectos de

generacin a gas natural asociados al desarrollo de ductos de gas.

En primer lugar se analiz un escenario donde solo se consideran proyectos hidroelctricos,

como se muestra en la Figura 6.1, donde la generacin eficiente cubre la demanda con un

equilibrio ajustado hasta el ao 2016, sin embargo desde el 2017 hasta el 2022 se observa

un dficit de generacin eficiente del orden de 980 MW. Debido a esto, en ese periodo

operaran centrales trmicas de alto costo para cubrir la demanda, originando altos precios

de la energa en el mercado.



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 6.1 Expansin de generacin eficiente con proyectos hidroelctricos.

Luego se analiz un escenario donde adems de los proyectos hidroelctricos se consideran

proyectos a gas natural asociados al Proyecto del Gasoducto del Sur Peruano y el Nodo

Energtico del Sur, estimando conservadoramente su conclusin para el ao 2019. En la

Figura 6.2 se presentan los resultados de este anlisis, que considera el ingreso de 1500 MW

de generacin trmica a gas en el Sur, se puede apreciar que en el periodo del 2017-2018

existira un dficit de generacin eficiente del orden de 490 MW y a partir del 2019 con el

ingreso de la generacin trmica a gas este se superara.

Se observa que durante los primeros aos hasta el 2015 existir un equilibrio ajustado entre

la generacin eficiente y la demanda pero que podra llevar en algunas condiciones

operativas a despachos de generacin no eficiente temporales y en limitada magnitud.

0

2 500

5 000

7 500

10 000

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW Expansin de Generacin Eficiente con Proyectos Hidrulicos

Ingreso de generacin (MW) Generacin eficiente (MW) sin considerar elicas y solares Demanda Base MW

C.H. Moyopampa Ampliacin (45 MW)C.H. Curibamba (163 MW)C.H. Olmos 1 (50 MW)C.H. Rapay 2 (80 MW)

C.H. Cheves (168 MW) y pequeas CC.HH. (152 MW)

C.H. Chaglla (456MW) y pequeas CC.HH. (165 MW)

C.H. Cerro del Aguila (525 MW)Pucara (150 MW)Quillabamba(200 MW)

C.H. Molloco (302 MW)C.H. Belo horizonte (180 MW)C.H. San Gaban III (188 MW)C.H. San Gaban I (148 MW)C.H. Maraon (96 MW)

C.H. Cao (120 MW)C.H. Uchuhuerta (37 MW)C.H. Cumba 4 (730 MW)C.H. Santa Rita (255 MW)

C.H. Cheves III (124 MW)C.H. LLuta 1 y 2 (270 MW)C.H. Lluclla (240 MW)C.H. Tambo 1 (61 MW)

C.H. Chadin 2 (600 MW)C.H.Retamal (189 MW)C.H. Churo (35 MW)C.H. San Gabn IV (345 MW)C.H. Santa Mara (750 MW)

Deficit de generacin

eficiente del orden de 980 MW

2013-2016 2017-2024



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Figura 6.2 Expansin de generacin eficiente con proyectos hidroelctricos y a gas.

Como conclusin del anlisis se observa que el proyecto de generacin eficiente mayor, con

menor tiempo de implementacin sera el del gas del Sur, con el que se reducira los posibles

periodos de dficit de generacin eficiente.

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7 500

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MW Expansin de Generacin Eficiente con Proyectos Hidrulicos y a Gas

Ingreso de generacin (MW) Generacin eficiente (MW) sin considerar elicas y solares Demanda Base MW

C.H. Moyopampa Ampliacin (45 MW)C.H. Curibamba (163 MW)C.H. Olmos 1 (50 MW)C.H. Rapay 2 (80 MW)

C.H. Cheves (168 MW) y pequeas CC.HH. (152 MW)

C.H. Chaglla (456MW) y pequeas CC.HH. (165 MW)

C.H. Cerro del Aguila (525 MW)Pucara (150 MW)Quillabamba(200 MW)

C.H. Molloco (302 MW)C.H. Belo horizonte (180 MW)C.H. San Gaban III (188 MW)C.H. San Gaban I (148 MW)C.H. Maraon (96 MW)

C.H. Cao (120 MW)C.H. Uchuhuerta (37 MW)C.H. Cumba 4 (730 MW)C.H. Santa Rita (255 MW)

C.H. Cheves III (124 MW)C.H. LLuta 1 y 2 (270 MW)C.H. Lluclla (240 MW)C.H. Tambo 1 (61 MW)

C.H. Chadin 2 (600 MW)C.H.Retamal (189 MW)C.H. Churo (35 MW)C.H. San Gabn IV (345 MW)C.H. Santa Mara (750 MW)

2013-2016

1500 MW de CCen el Sur

2017-2024

Deficit de generacin

eficiente del orden de 490 MW



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


7 Conclusiones

ANLISIS DE CORTO PLAZO 2015-2016:

Desempeo energtico:

Congestin: Se han identificado 2 enlaces en la que se presenta congestin: L.T. 220

kV Mantaro Cotaruse (dado que el segundo enlace 500 kV entre el Centro y el Sur

determinado por el PT 2013-2022, todava no estar en servicio en ese perodo) y

Paragsha Vizcarra 220 kV (debido a que no se ha realizado an el repotenciamiento

indicado en el PT 2013-2022).

Reserva operativa de generacin: No se presenta racionamientos en el SEIN durante

el periodo de evaluacin, sin embargo la reserva operativa de generacin en la poca

de estiaje presenta porcentajes del orden de 9%.

Consumo de gas natural: Se presentarn valores mximos de 421 MMPCD y 508

MMPCD en los aos 2015 y 2016 respectivamente. Se resalta que se ha considerado

que para el ao 2016 se incrementar la capacidad de transporte del ducto de

Camisea.

Desempeo elctrico:

Tensiones: A fin de apreciar la robustez en el desempeo elctrico, se han realizado

evaluaciones de sensibilidad de tensin (por potencia reactiva) identificndose que las

reas crticas en tensin son las de Zorritos 220 kV y Puno 220 kV, mientras que las

ms robustas son las de Lima y Socabaya 220 kV.

Nivel de Cortocircuito: No se han identificado reas crticas de alto nivel de

cortocircuito, sin embargo la zona de Lima 220 kV es la que mayores valores alcanza,

acercndose a los niveles de capacidad de ruptura mnimos establecidos.

ANLISIS DE LARGO PLAZO 2017-2024:

Desempeo energtico:

Se presentaran congestines y energa no servida (ENS) en las zonas de

Carhuaquero, Huancavelica, Lima y Chilca, en algunos escenarios de demanda

optimista.

La implementacin del Plan Vinculante 2018 y los proyectos del Plan de Largo Plazo

2022, alivian y resuelven los problemas de sobrecargas, tal como es el caso de las LT



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


Hunuco Tingo Mara 138 kV y LL TT 220kV La Nia Piura, Paragsha

Conococha, Mantaro Lima, Pomacocha Carhuamayo, Oroya Carhuamayo. Estas

ltimas por la inclusin de la LL TT 500kV Mantaro - Nueva Yanango Nueva Yuncn

y Nueva Yanango Carapongo.

Para el 2020 y 2024 en la zona de Lima se observan sobrecargas importantes en los

circuitos asociados a la SE Carapongo, lo que requiere una evaluacin coordinada

con el Plan de Inversiones de Transmisin, plan que es elaborado por la empresas

concesionarias y aprobado por Osinergmin.

La LT Chilca - Marcona 500 kV, para el 2024 podra tener, en algunos escenarios,

flujo en sentido inverso, debido al incremento de oferta en la zona sur, ocasionando

congestines en estos enlaces.

Desempeo elctrico:

Tensiones: Para el periodo 2020-2024 se presentaran problemas de control de

tensin en zonas de Tumbes, Talara, Pucallpa, Lima Metropolitana, Independencia y

Puno.

Nivel de cortocircuito: La zona de Lima 220 kV es la que mayor nivel de cortocircuito

presenta, a partir del ao 2020. En el ao 2024 las Barras de la zona de Lima 220 kV

alcanzaran corrientes de cortocircuito de hasta 44 kA (Max 40kA). En el resto de

barras del SEIN no se presentan problemas de alto nivel de cortocircuito.

Para el 2020, la prdida por falla de los circuitos de 500 kV Carabayllo-Chimbote,

Chimbote-Trujillo y Mantaro-Marcona, ocasionan prdida de estabilidad de unidades

generadoras. Para el ao 2024 la inclusin de los circuitos en 500 kV que unen la

sierra central y la costa, resuelve la prdida de estabilidad (Con excepcin del circuito

Trujillo-La Nia 500 kV, que no goza de redundancia).

EXPANSIN DE GENERACIN EFICIENTE:

En un escenario donde solo se desarrollen proyectos hidroelctricos, entre el 2017

hasta el 2022 se tendra un dficit de generacin eficiente del orden de 980 MW,

debido a esto en este periodo operaran centrales trmicas de alto costo, originando

altos precios de la energa en el mercado, de manera continua para varios aos.

En un escenario donde se desarrollen proyectos hidroelctricos y proyectos a gas

natural (1 500 MW al ao 2019) asociados al Proyecto del Gasoducto del Sur Peruano

y el Nodo Energtico del Sur, a ser desarrollados en tiempos menores que los



RESUMEN EJECUTIVO

27/02/2013

Final


proyectos hidroelctricos mayores, el dficit de generacin eficiente se reducira a

solo el periodo del 2017-2018 y a valores del orden 490 MW.

Fecha Versin N Informe Elaborado Revisado Aprobado

27.02.13 Final COES/DP-01-2013 SPL FPW EAM

1.Informe Ejecutivo Diagnostico2015-2024

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