3.4.2.1 MODELO PERSEO - COES

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Informe DP – 02 - 2011 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. 20 Dirección de Planificación de Transmisión Período 2013-2022 Febrero-2011 COES

hidrológica histórica de 44 años (desde 1965 hasta el 2008), las cuales están distribuidas en 20 cuencas.

3.4.2.1 MODELO PERSEO

El modelo de simulación PERSEO permite determinar el despacho hidrotérmico de generación que cumple con la función objetivo de minimizar el costo de abastecimiento de la demanda en un determinado horizonte de análisis.

El modelo permite:

� Representar las características del sistema peruano: Multi-embalse, Multi-nodo y Multi-escenario.

� Tener en cuenta el tipo de regulación de las centrales hidráulicas: anual, estacional y diaria.

� Representar la demanda en múltiples bloques horarios.

� Simular las paradas por mantenimiento, e indisponibilidad forzada de las unidades generadoras.

� Obtener resultados con una resolución mensual.

Como resultado de la simulación de la operación económica se obtiene:

� Energía entregada por las centrales

� Evolución de los embalses.

� Flujos de potencia.

� Costos marginales

� Consumo de combustibles.

4. METODOLOGÍA

4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

La proyección de la demanda del SEIN está basada en el pronóstico de dos componentes importantes: la demanda vegetativa y la demanda de grandes cargas (cargas especiales, cargas incorporadas y proyectos). La primera componente se proyecta mediante el uso de un modelo econométrico de corrección de errores (MCE) y la segunda, mediante la recopilación de información de los agentes y promotores de nuevos proyectos.

4.1.1 DEMANDA ECONOMÉTRICA

La proyección de la demanda econométrica toma en cuenta las siguientes variables:

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� Ventas históricas de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) desde el año 1981 al 2009.

� Pronóstico del Producto Bruto Interno (PBI) desde el año 2010 – 2022.

� Serie histórica de la Población y su estimación 2010 - 2022.

� Valores históricos de la tarifa al cliente final para el periodo 1981 – 2009.

� Para los años 2010 – 2022 se ha supuesto que la tarifa se mantiene en el valor de la tarifa estimada del año 2009.

Con estas variables se construye el modelo econométrico considerando los supuestos estadísticos que se describen en el Anexo C.

4.1.2 DEMANDA DE GRANDES CARGAS

La Proyección de la demanda de grandes cargas está conformada por la contribución de tres grupos de cargas importantes:

CARGAS ESPECIALES

Se considera como cargas especiales aquellas cargas que fueron excluidas del modelo econométrico y son cuantificadas por separado tanto en su historia como en sus estimaciones.

En el Cuadro N° 4.1 se muestra el conjunto de las cargas especiales consideradas.

Cuadro N° 4.1. Lista de cargas especiales

Item Cargas Especiales1 Southern2 Ex - Centromin3 Cerro Verde (Socabaya)4 Antamina5 Yanacocha (Incluye Gold Mill6 SHougang Hierro Perú7 Cerro verde8 Tintaya BHP (incluye Planta de Oxidos)9 Callalli

10 Ampliación de Refinería Cajamarquilla11 San Rafael12 Cementos Yura13 Huarón14 Cerro Corona (Gold Fields – La Cima)15 Ampliación de Aceros Arequipa

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CARGAS INCORPORADAS.

Este grupo está conformado por aquellas demandas que con el tiempo han sido incluidas al SEIN, tales como subsistemas, autoproductores, etc. En el Anexo C, se muestra el detalle de la conformación de estas cargas.

PROYECTOS DE GRANDES CARGAS

Conformada por todos los nuevos proyectos que se tiene para el horizonte de proyección cuyos valores de demanda son obtenidos de manera directa mediante encuestas a los propietarios y promotores de dichos proyectos. Los principales proyectos considerados en la demanda del escenario Base se muestran en el Cuadro N° 4.2.

Cuadro N° 4.2. Lista de principales proyectos considerados.

En el Anexo C se muestra el detalle de los requerimientos de energía de estos proyectos.

4.1.3 OTROS COMPONENTES DE LA DEMANDA

En la proyección de la demanda se ha considerado otros componentes, los cuales son:

� Porcentajes de pérdidas de Distribución, Transformación y Sub transmisión y Transmisión.

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� Consumo Propio de Centrales.

� Autoproductores.

El detalle de los porcentajes aplicados en cada caso se presenta en el Anexo C.

4.1.4 PROYECCION DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN

Como resultado de los componentes descritos anteriormente se obtiene la proyección de la demanda global del SEIN para el periodo 2011 – 2022, mostrada en el Cuadro No 4.3.

ENERGÍA (GWH) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Pronóstico Econométrico 22326 23726 25324 27029 28810 30648 32444 34338 36347 38349 40396 42490

Pérdidas 3322 3530 3768 4021 4286 4560 4827 5109 5408 5706 6010 6322

Entrada a Nivel de Transmisión 25648 27256 29092 31050 33096 35208 37271 39447 41754 44054 46406 48812

Cargas Especiales 6958 7016 7109 7047 7070 7070 7160 7158 7119 7121 7121 7121

Cargas Incorporadas 929 949 971 992 1015 1037 1061 1085 1110 1135 1161 1188

Proyectos 1013 2101 5574 9084 12118 12960 14272 14593 15253 16250 16495 16495

Consumo propio de centrales 518 560 641 723 799 844 896 934 979 1028 1068 1104

Disminución de pérdidas de REP (13) (13) (13) (13) (13) (13) (13) (13) (13) (13) (13) (13)

Total 35052 37869 43374 48883 54085 57106 60648 63204 66201 69575 72238 74706

Cuadro N° 4.3. Proyección de la demanda global del SEIN, periodo 2011 – 2022

4.2 DIAGNOSTICO EN EL CORTO PLAZO

4.2.1 DIAGNOSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA (ANÁLISIS ENERGÉTICO)

Las simulaciones de la operación económica del sistema tienen por objeto determinar los despachos de generación de las centrales del SEIN a mínimo costo, las congestiones que se podrían presentar en el sistema de transmisión, el consumo de gas natural así como los posibles racionamientos.

Para el desarrollo del diagnóstico de la operación económica del sistema en el corto plazo, se modela el sistema desde el 2011 hasta el 2015.

Luego se evalúa la operación económica del sistema en el periodo 2013 – 2015(corto plazo), considerando un solo escenario de crecimiento de la demanda (demanda media), expansión de la generación y transmisión, los cuales estarán determinados por los proyectos definidos y comprometidos en el periodo a analizar, los planes transitorios de transmisión y el plan vinculante del Primer Plan de Transmisión presentado por el COES; los cuales corresponden al Caso Base. Sobre el Caso Base se analizan sensibilidades, considerando retrasos de proyectos de generación térmica e hidráulica que tengan alto impacto en la operación económica del sistema.

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Sobre el archivo fuente del PERSEO (Fijación Tarifaria del 2010), se actualiza y expande el sistema eléctrico para el corto plazo, con las informaciones de demanda, expansión de la generación y transmisión cuya información forma parte del estudio.

4.2.2 DIAGNÓSTICO OPERATIVO (ANÁLISIS ELÉCTRICO)

El diagnostico de la operación del SEIN en el corto plazo (2013-2015) está conformado por un conjunto de análisis orientados a obtener indicadores de comportamiento, para evaluar el desempeño del equipamiento y la operación del sistema en estado estacionario, su comportamiento dinámico y fortaleza para enfrentar fallas posibles de ocurrir, considerando los aspectos técnicos decongestión, regulación de tensión y seguridad de la red.

Este proceso del diagnóstico considera la operación en estado estacionario en condiciones normales y en contingencias, la estabilidad angular (estabilidad oscilatoria y transitoria), así como verificaciones de estabilidad de la frecuencia y de la tensión.

4.2.2.1 OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO

4.2.2.1.1 CONDICIONES NORMALES

Las simulaciones de flujo de potencia en condiciones normales de operación endemanda máxima, media y mínima, en los períodos hidrológicos de avenida y estiaje, se orientan a cumplir con los criterios de operación. Por lo tanto será necesario observar:

� El flujo de potencia en líneas y transformadores del sistema troncal (500 kV, 220 kV, 138 kV), para cuantificar el intercambio de potencia activa entre zonas del SEIN y las pérdidas de potencia, así como las sobrecargas en líneas y transformadores.

� El perfil de tensiones del sistema troncal para identificar áreas con problemas de control de tensiones y requerimientos de compensación reactiva, etc.

� Diferencia angular entre las barras del sistema troncal.

� Potencia activa y reactiva de las centrales de generación.

� Potencia reactiva de equipos de compensación reactiva.

4.2.2.1.2 EN CONTINGENCIA

Con el fin de identificar la importancia de determinados enlaces de transmisión y/o eventuales refuerzos de transmisión (líneas de transmisión y equipos de compensación reactiva), necesarios para cumplir con los criterios de operación, se

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analizan las contingencias de líneas de transmisión y unidades de generación que tengan un impacto importante sobre el sistema.

4.2.2.2 CALCULOS DE CORTOCIRCUITO

Se calculan los valores de los niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico, según la norma IEC60909 “Short-Circuit Currents in Three-Phase A.C.”. Los resultados se presentan en diagramas unifilares en los que se indican las corrientes y potencias de cortocircuito y los aportes por cada ramal en el punto de falla.

4.2.2.3 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD

4.2.2.3.1 ESTABILIDAD DE TENSIÓN

La estabilidad de tensión en los análisis de corto plazo tiene como objetivo poner en evidencia la fortaleza de las barras de las subestaciones del sistema troncal de transmisión o las zonas del SEIN, ante incrementos de demanda en las cargas asociadas, en condiciones normales o en situación de contingencia, ante la pérdida de un enlace transmisión importante. Este análisis se denomina Cargabilidad y está representado por la curva P-V de las barras o zonas de carga.

Si bien es cierto que la estabilidad de tensión consiste en encontrar los márgenes de potencia activa y reactiva que tiene una determinada barra de carga o un área para alcanzar el colapso de tensión, desde el punto de vista práctico, se considera que un área ingresa a la zona de inestabilidad de tensión por aumento de la demanda o por deterioro de la fortaleza del área (disminución de la potencia de cortocircuito), cuando las tensiones lleguen a valores que caracterizan el estado de emergencia o si las tensiones ingresan al sector de mayor pendiente en la curva P-V.

Asimismo, se calcula los factores de sensitividad de las barras del sistema troncal del SEIN, para establecer su dependencia ante cambios de potencia activa y reactiva de las cargas. En ese sentido, para efectos de evaluar la estabilidad de tensión e identificar enlaces de refuerzo o la ubicación de equipos de compensación reactiva, se utilizan los factores de sensitividad dV/dQ. También se incluyen los factores de sensitividad dV/dP, que indican cuales son las barras de carga en las cuales un corte de carga tiene mayor efecto sobre la tensión de una barra o zona de carga.

4.2.2.3.2 ESTABILIDAD PERMANENTE U OSCILATORIA

La estabilidad oscilatoria se evalúa considerando las condiciones de operación en estado estacionario en condiciones normales.

Mediante la técnica de Análisis Modal se calcula los modos electromecánicos deoscilación del SEIN, para identificar los modos interárea críticos (frecuencia y amortiguamiento).

La identificación de la evolución de los modos de oscilación interárea del sistema,mediante el análisis modal provee las herramientas para conocer si éstos

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representan algún peligro de inestabilidad para la operación del sistema en estado estacionario. De ser así, se podrá concluir sobre la necesidad de modificar el ajuste de los PSS (Power System Stabilizer) de las unidades involucradas en dicho modo, el ajuste de los POD (Power Oscillation Damping) de los SVC (Static Var Compensator) de alguna zona en particular, o, si es necesario adoptar alguna otra medida de mitigación, como la instalación de algún FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System) con función de amortiguamiento, etc.

Para el análisis modal en los escenarios de corto plazo se utiliza el modelo dinámico del SEIN incluyendo el efecto de los controladores.

4.2.2.3.3 ESTABILIDAD TRANSITORIA

Luego de seleccionar enlaces troncales críticos del SEIN en las zonas Norte, Centro y Sur, se simula el comportamiento transitorio del SEIN ante grandes perturbaciones, fallas factibles de ocurrir. Mediante este análisis se obtiene el comportamiento transitorio del sistema, desde el instante en que ocurre la falla hasta el momento en el que el sistema asume otra condición de operación, que puede ser un nuevo punto de equilibrio (estable) o si se produce la pérdida de sincronismo parcial o total del sistema (inestabilidad).

Los análisis de estabilidad transitoria de corto plazo son realizados considerando, además de la dinámica de las máquinas, el efecto de los controladores (reguladores de tensión, velocidad y PSS). El tiempo de simulación es de 10 s o el tiempo requerido para observar la extinción total de las oscilaciones. Sin embargo, cuando la dinámica de algunas variables lo requiera por ser de mayor lentitud, como en el caso del comportamiento de la frecuencia, el tiempo de simulación se extiende hasta más de 30 segundos.

4.2.2.3.4 ESTABILIDAD DE LA FRECUENCIA

El objetivo de estos análisis en el corto plazo es simular fallas factibles de ocurrir que provoquen la formación de islas en el SEIN e identificar los casos de islas críticas, con déficit o superávit de frecuencia que puedan provocar su colapso por frecuencia. Una vez identificados, recomendar que estos casos sean profundizados en el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN, que se realizan anualmente.

4.3 DIAGNOSTICO EN EL LARGO PLAZO

4.3.1 DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRE (ANÁLISIS ENERGÉTICO)

El diagnóstico de la operación económica de largo plazo tiene por objetivo identificar las restricciones y otras condiciones de operación no económicas debidas a las redes de transmisión. Este diagnóstico se hace de manera intensiva, considerando

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tres bloques horarios, durante doce meses y para tres años de corte en el horizonte del estudio: 2016, 2020 y 2022.

A diferencia del diagnóstico de corto plazo, en el de largo plazo se utiliza un enfoque basado en incertidumbres, siendo estas la demanda, la oferta y la hidrología . Se entiende que una incertidumbre es una variable sobre la cual no se tiene control, que puede variar en un rango amplio pero acotado. En ese sentido, se debe explorar el comportamiento del sistema de transmisión en el mencionado rango, con la finalidad de identificar los problemas que puedan presentarse, categorizándolos según sean comunes a todo el rango, se presenten entre ciertos valores o estén asociados a algún punto particular del mismo.

Luego de la introducción anterior, se puede indicar que el diagnóstico de la operación económica de largo plazo seguirá los siguientes pasos:

� Definición de futuros

� Simulación de la operación económica

� Identificación de congestiones

� Análisis de Energía no Servida

Cada uno de estos pasos será detallado a continuación.

4.3.1.1 DEFINICIÓN DE FUTUROS Las incertidumbres son variables sobre las que no se tiene control, sin embargo presentan valores dentro de un rango amplio pero acotado. Cualquier valor puntual dentro de dicho rango se define como un “futuro” de dicha incertidumbre. Considerando que interesa analizar el comportamiento del sistema dentro del rango mencionado, es necesario definir “futuros” representativos del mismo, de manera que los resultados del estudio del sistema en ellos circunscriban los resultados que se esperarían en caso de estudiar todo el rango. Estos “futuros” representativos reciben el nombre de “nudos”.

Durante el desarrollo del estudio del Primer Plan de Transmisión, llevado a cabo durante el año 2010, se tuvo una experiencia previa satisfactoria en el proceso de definición de futuros y nudos.

En dicho estudio se plantearon futuros de demanda con valores extremos y medio, sensibilizados por zonas, para luego plantear futuros de oferta, diferenciados por tipo de fuente primaria y ubicación, asociados a los primeros. Completando el universo de posibilidades, se consideraron valores extremos y medio para la hidrología y los costos de combustible. Cada uno de los futuros definidos es un nudo, y las combinaciones de ellos también son nudos.

Considerando el antecedente indicado, en el presente estudio se replicarán los criterios utilizados previamente, salvo adaptaciones menores, teniendo en cuenta la nueva información histórica y proyectada de las incertidumbres. En el diagnóstico se considerarán las incertidumbres de demanda, oferta e hidrología. Para efectos del

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presente ID el precio de los combustibles no será considerado como incertidumbre, pero si será considerado en el estudio de Actualización del Plan de Transmisión, Periodo 2013-2022, que es el estudio que sigue al presente ID.

FUTUROS DE DEMANDA

Para definir los futuros de demanda se utiliza como insumo las proyecciones de demanda base, optimista y pesimista globales, las cuales son combinadas por zonas para definir cuatro futuros extremos o nudos: 1) Optimista Norte-Sur, 2) Medio, 3) Optimista Centro y 4) Pesimista. Los futuros 1 y 3 consideran hipótesis de crecimiento diferentes entre zonas, mientras que los futuros 2 y 4 consideran hipótesis de crecimiento comunes para todas las zonas. Para el presente estudio de diagnóstico, solo se estudian estos futuros, mientras que para el estudio posterior de actualización del Plan de Transmisión también se estudiarán futuros que son el resultado de la interpolación de los mencionados.

FUTUROS DE OFERTA

Estos futuros se definen bajo la condición de que la oferta sea superior a la demanda más un margen de reserva. Este último valor dependerá de la participación que tengan los recursos renovables (hidráulico, eólico, solar, biomasa, etc.) en el futuro de oferta en definición.

Dentro de la incertidumbre de la oferta existen tres sub-variables que serán consideradas: El estado de maduración del proyecto, el tipo de recurso (renovable/no-renovable), y la ubicación (base/desarrollo-del-oriente/desarrollo-del-norte/desarrollo-del-oriente-y-norte). Considerando las sub-variables indicadas, para cada futuro de demanda teóricamente se tendrían ocho futuros de oferta (1 x 2 x 4), sin embargo se debe tener en cuenta que algunas de las combinaciones no son factibles, como se verá más adelante, por lo que el número de futuros de oferta será menor.

El procedimiento para definir los futuros de oferta para un futuro de demanda en particular consiste en ir agregando los proyectos del Plan de Obras de Generación (ver numeral 7.1), en el orden de su estado de maduración, y según el tipo de recurso (renovable/no-renovable), hasta que la oferta sea mayor a la demanda más el margen de reserva correspondiente. Este procedimiento ser realiza dos veces para obtener un futuro con mayor oferta renovable y otro futuro con mayor oferta térmica.

A partir del futuro de generación con mayor oferta renovable, reemplazamos parte de la generación hidráulica, partiendo por los proyectos más lejanos en el tiempo, por proyectos de generación en el oriente, luego en el norte y finalmente por una combinación de oriente/norte, con lo cual se obtienen tres futuros de oferta más, relacionados al mismo futuro de demanda. Similar procedimiento se sigue para el futuro de generación con mayor oferta térmica, con lo que se obtienen tres futuros de generación más.

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Es lógico que para los futuros de demanda optimista se desarrollen todos los futuros de generación indicados, pues la magnitud de la demanda es coherente con el desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas en el oriente y/o el norte del país. Por otro lado, no tendría sentido considerar todos los futuros de generación para el caso de demanda pesimista ni media.

FUTUROS DE HIDROLOGÍA

En este caso se considerarán tres futuros que representen las condiciones hidrológicas húmeda, promedio y seca en el SEIN. Cada uno de estos futuros corresponderá a una serie hidrológica histórica de cuatro años consecutivos.

El procedimiento para elegir estas series, es llevar a cabo simulaciones en PERSEO para un periodo de estudio de cuatro años, y escoger las series hidrológicas que den como resultado costos de operación mínimo y máximo, que corresponderán a las series hidrológicas húmeda y seca, respectivamente. La serie hidrológica promedio se escoge como aquella que corresponde al costo de operación que es la mediana de todos los costos de operación.

Considerando que para el Primer Plan de Transmisión se definieron futuros de hidrología con el criterio indicado, y que la base de datos histórica de hidrologías no ha variado mucho desde entonces (se ha incrementado en 2 años, de 43 a 45), para el presente estudio se utilizarán los mismos futuros de hidrología definidos en el PPT. Estos futuros fueron elegidos utilizando la base de datos de PERSEO de la fijación tarifaria de mayo de 2009.

NUDOS DE DEMANDA – OFERTA – HIDROLOGÍA

Los futuros definidos para la demanda representan valores extremos de esa incertidumbre, en ese sentido se considera que estos futuros también son nudos. La misma afirmación se puede hacer para el caso de la oferta, en la cual se considerarán los valores extremos de cada sub-variable considerada, y en el caso de la hidrología. En lo que resta del informe se utiliza los términos “caso” y “escenario” alternativamente al término “nudo”.

La combinación de los nudos de demanda y de oferta ya fue explicada en la parte “futuros de oferta”, y se resume a que los últimos son, hasta cierto punto, función de los primeros. Por otro lado, la hidrología es independiente de las dos incertidumbres anteriores, por lo que todas las posibilidades de su combinación con la combinación de las dos anteriores son factibles.

Todo el proceso de definición de futuros y nudos explicado corresponde a un año en particular. Este proceso se repite para cada uno de los años de corte del estudio: 2016, 2020 y 2022.

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4.3.1.2 SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA

Para la simulación de la operación económica se utiliza el modelo PERSEO. Cada simulación ejecutada en PERSEO corresponde a un año de corte y a un nudo Demanda-Oferta-Hidrología. Se simula un periodo de cuatro años, todos con una demanda idéntica, correspondiente al año en estudio (2016, 2020 o 2022).

4.3.1.3 IDENTIFICACIÓN DE CONGESTIONES

Para la identificación de congestiones se realiza las simulaciones sin considerar los límites de las líneas de transmisión. Solamente se usa los resultados del segundo año de simulación, esto con el objetivo de minimizar los efectos que puedan tener las consideraciones particulares del modelo PERSEO para los niveles de los embalses al inicio y al final del periodo de simulación.

Los flujos en las líneas son comparados con las capacidades de estás y se identifican los casos en los que existen sobrecargas. Para la mayor de las sobrecargas se calcula el factor de utilización de la línea y se usa como valor representativo de la sobrecarga. Asimismo, se suman las duraciones de todos los bloques en los que hay sobrecarga, siendo el valor resultante las horas de congestión.

Para un año de corte se analiza si las sobrecargas detectadas corresponden solo a ciertas condiciones de demanda, oferta o hidrología, a ciertas combinaciones de estas o, en el extremo, son comunes a todas las combinaciones. Las sobrecargas que sean de mayor magnitud y/o sean comunes a mayor cantidad de condiciones operativas y/o a mayor cantidad de simulaciones, son consideradas de mayor importancia.

El procedimiento descrito corresponde a un año de corte particular, por lo que tiene que llevarse a cabo para todos los años de corte. De esta manera se puede analizar si las congestiones detectadas en un año en particular, asociadas a las condiciones operativas y a las incertidumbres indicadas, se mantienen en el tiempo, se mitigan ose acentúan.

4.3.1.4 ENERGÍA NO SERVIDA

Para calcular la energía no servida (ENS) se utiliza las simulaciones considerando los límites de las líneas de transmisión. La ENS se calcula por barra sumando las ENS para todo el periodo de simulación. A diferencia del análisis del congestiones, en el presente análisis se utiliza todo el periodo de simulación pues se considera que, al ser la ENS un valor acumulado, se atenúan los efectos que puedan tener las consideraciones particulares del modelo PERSEO para los niveles de los embalses al inicio y al final del periodo de simulación.

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Para un año de corte se analiza si la ENS en barras detectadas corresponde solo a ciertas condiciones de demanda, oferta o hidrología, a ciertas combinaciones de estas o, en el extremo, son comunes a todas las combinaciones. Las sobrecargas que sean de mayor magnitud y/o sean comunes a mayor cantidad de condiciones operativas y/o a mayor cantidad de simulaciones, son consideradas de mayor importancia.

El procedimiento descrito corresponde a un año de corte particular, por lo que tiene que llevarse a cabo para todos los años de corte. De esta manera podremos analizar si las congestiones detectadas en un año en particular, asociadas a las condiciones operativas y a las incertidumbres indicadas, se mantienen en el tiempo, se mitigan o se acentúan.


Para el diagnóstico general de la operación del SEIN en el largo plazo (2016-2022) se utiliza una red reducida hasta el nivel de tensión de 138 kV, excepto para aquellas redes de subtransmisión que contengan barras de generación importante o anillos en 60 kV como el de la zona de Lima.

En este modelo reducido se incluyen los proyectos del plan robusto, proyectos condicionales y del plan vinculante, definidos para el período 2011–2020 del Estudio del Primer Plan de Transmisión.

Como punto de referencia para este diagnóstico se ha tomado como base los casos del análisis eléctrico presentados en el Primer Plan de Transmisión, periodo 2011- 2020, agregando los nuevos proyectos y la proyección de la demanda actualizada

Los casos analizados se muestran en la Cuadro N° 4.4 y los años de simulación son 2020 y 2022.

Cuadro N° 4.4. Casos evaluados – Largo Plazo.

Casos Caso #1. Caso #2. Caso #3.

Demanda: Escenario MEDIO. Escenario MEDIO. Escenario ALTO.

Generación: Inambari más otros proyectos hasta equilibrar la demanda.

Inambari, Paquitzapango más otros proyectos hasta equilibrar la demanda.

Inambari, Paquitzapango, Tambo 40, Tambo 60 y Mainique más otros proyectos hasta equilibrar la demanda

Exportación a Brasil: Sin exportación. Con exportación. Con exportación.

Red Colectora:

Limitada a un doble circuito 500 kV entre Inambari – Colectora Sur – Independencia – Chilca.

Doble circuito 500 kV Red Colectora completa.

Doble circuito 500 kV Red Colectora completa.

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En el análisis de largo plazo, se conserva en lo básico el enfoque del corto plazo,siendo el objetivo pronosticar el comportamiento de la transmisión del SEIN por la materialización de los grandes proyectos hidroeléctricos. En ese sentido, el estudio para el largo plazo compone el análisis de la operación en estado estacionario en condiciones normales, el cálculo de los niveles cortocircuito y el análisis de estabilidad transitoria.

4.3.2.1 OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO

4.3.2.1.1 CONDICIONES NORMALES

Se analiza la operación en estado estacionario del SEIN en el largo plazo, en condiciones normales y en los escenarios de máxima y mínima demanda, para los períodos hidrológicos de avenida y estiaje. Se orientan básicamente a verificar el cumplimiento de los criterios de operación descritos para el corto plazo.

En ese sentido, el análisis de la máxima demanda permite identificar problemas de sobrecargas, necesidad de utilizar equipos de compensación reactiva del tipo capacitivo (bancos de capacitores, SVC, etc.). Mientras que con las simulaciones de mínima demanda se puede identificar las zonas del sistema que requieran compensación reactiva inductiva (reactores).

4.3.2.1.2 CALCULOS DE CORTOCIRCUITO

Al igual que en corto plazo, se calculan los valores de los niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico, según la norma IEC60909 “Short-Circuit Currents in Three-Phase A.C.”; los resultados se presentan en diagramas unifilares en los que se indican las corrientes y potencias de cortocircuito y los aportes por cada ramal en el punto de falla.

Este análisis permite evidenciar los cambios de niveles de corriente de cortocircuito en los equipos, así tener presente futuras ampliaciones o reducción de estas corrientes de cortocircuito con el uso de reactores serie.

4.3.2.1.3 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Para el planeamiento de largo plazo este análisis se realiza considerando solamente la respuesta natural del sistema (sin controladores) y las simulaciones pueden ser realizadas hasta los 6 s.

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5. CRITERIOS

5.1 CRITERIOS PARA EL DIAGNÓSTICO DE CORTO PLAZO 5.1.1 DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA (ANÁLISIS ENERGÉTICO)

5.1.1.1 MODELAMIENTO DEL SISTEMA

Con la determinación de la proyección de la demanda, el plan de expansión de la generación y el plan de obras de la transmisión; se actualiza y expande la base de datos original del PERSEO de la Fijación Tarifaria del 2010, para el horizonte 2011 –2015 (corto plazo); así como para el largo plazo (2016 – 2022).

5.1.1.1.1 GAS NATURAL

En el año 2010 se incrementó la capacidad del ducto que transporta el gas natural de Camisea al City Gate de 450 MMPCD a 530 MMPCD, debido a que el ducto estaba operando a su capacidad máxima. En agosto del 2010 Transportadora de Gas del Perú (TGP) licitó mediante una Oferta Pública los 80 MMPCD adicionales; dentro de las empresas de generación eléctrica que firmaron adendas de ampliación de suministro de gas natural como resultado de la licitación se encuentran: EDEGEL,ENERSUR y KALLPA. Con el incremento del consumo del gas natural de las empresas industriales y de generación eléctrica, nuevamente el ducto estará operando a su máxima capacidad, por lo que actualmente no existe capacidad para incrementar el consumo del gas natural de Camisea.

En Junio del 2010 el Estado firmó una Adenda al Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate con la empresa TGP con el fin de incrementar el transporte de gas natural hasta 920 MMPDC. De acuerdo al cronograma de implementación del proyecto de ampliación los trabajos se finalizarían en marzo del 2012; sin embargo los estudios de impacto ambiental presentados por TGP no fueron aprobados por la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del Ministerio de Energía y Minas, por lo que se estima que los trabajaros se retrasarán en un año; es decir a marzo del 2013.

En el siguiente Cuadro N° 5.1 se resume la disponibilidad actual del gas natural de Camisea para las centrales de generación termoeléctricas; de donde se obtiene que la capacidad disponible para las centrales termoeléctricas es de 367 MMPCD.

Enersur Edegel Egesur SDF Egasa Kallpa Egenor Total Generadores

Industriales (MMPCD)

TOTAL (MMPCD)

103 113 3 9 20 111 7 367 164 531

GENERADORES (MMPCD)

Cuadro N° 5.1 Disponibilidad actual de gas de Camisea en centrales termoeléctricas

La restricción del gas natural de Camisea para generación de energía eléctrica se mantendrá en 367 MMPCD hasta marzo del 2013; es decir a partir de abril del 2013 no se considera restricción del suministro del gas natural para las centrales térmicas.

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5.1.1.1.2 COMBUSTIBLES

Sobre la base de los precios de combustibles de la Fijación Tarifaria del 2010, se ha actualizado los precios de los energéticos de acuerdo a los procedimientos que utiliza el OSINERGMIN. En el Cuadro N° 5.2 se muestra los costos variables de las centrales térmicas.

En el Anexo A se adjunta los detalles del cálculo de los precios de combustibles líquidos y carbón en US$/Ton, y gas natural en US$/MMBTU. Los costos variables son calculados con los consumos específicos encontrados en las pruebas de potencia efectiva de cada central térmica.

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CENTRAL ESTADO P. EFEC.MW

CVNCUS$/MWh

CONS. ESP.MMBTU/MWh (1)

Ton/MWh (2)

TIPOCOMBUSTIBLE

PRECIO (3)US$/MMBTU

US$/Ton

CVUS$/MWh

Turbo Gas Natural Malacas 1 Existente 15.02 4.0000 16.1215 Gas Natural 2.26 40.51Turbo Gas Natural Malacas 2 Existente 4.0000 15.8114 Gas Natural 2.26 39.80Turbo Gas Diesel Malacas 2 (C / ISC) Existente 14.97 4.0000 0.3540 Diesel Nº 2 850.90 305.22Turbo Gas Natural Malacas 4 A Existente 90.33 3.1325 12.4159 Gas Natural 2.26 31.25Turbo Gas Natural Malacas 4 B Existente 12.41 21.6040 13.2842 Gas Natural y Agua 2.26 51.68Turbo Gas de Chimbote Existente 2.7000 0.3527 Diesel Nº 2 708.94 252.74Turbo Gas de Chimbote (C / ISC) Existente 41.24 2.7000 0.3527 Diesel Nº 2 868.17 308.90Turbo Gas de Trujillo Existente 2.7000 0.3420 Diesel Nº 2 702.89 243.09Turbo Gas de Trujillo (C / ISC) Existente 20.36 2.7000 0.3420 Diesel Nº 2 862.02 297.51Turbo Gas de Piura con R6 Existente 18.61 11.5800 0.3486 Residual Nº 6 596.45 219.50Grupos Diesel de Piura (Sin MAN) Existente 12.35 7.3890 0.2482 Residual Nº 6 596.45 155.41Grupos Diesel de Chiclayo Existente 24.39 7.0400 0.2540 Residual Nº 6 589.31 156.72Grupos Diesel de Sullana Existente 7.3000 0.2510 Diesel Nº 2 700.71 183.18Grupos Diesel de Sullana (Sin ALCO 4) Existente 7.3000 0.2431 Diesel Nº 2 700.71 177.63Grupos Diesel de Sullana (Sin ALCO 4) (C / ISC) Existente 6.45 7.3000 0.2431 Diesel Nº 2 859.84 216.31Grupos Diesel de Paita Existente 7.5400 0.2440 Diesel Nº 2 702.92 179.05Grupos Diesel de Paita (Sin EMD3) Existente 7.5400 0.2479 Diesel Nº 2 702.92 181.83Grupos Diesel de Paita (Sin EMD3) (C / ISC) Existente 3.72 7.5400 0.2479 Diesel Nº 2 862.05 221.28Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 Existente 52.58 6.6804 12.6215 Gas Natural 2.39 36.86Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-6 (C / ISC) Existente 52.54 6.6804 0.2788 Diesel Nº 2 858.33 245.98Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 Existente 53.06 6.6804 11.8768 Gas Natural 2.39 35.08Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-5 (C / ISC) Existente 53.43 6.6804 0.2859 Diesel Nº 2 858.33 252.09Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con inyección) Existente 123.91 3.4268 11.5961 Gas Natural 2.39 31.15Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (sin inyección) Existente 3.4268 11.1950 Gas Natural 2.39 30.20Turbo Gas Diesel Santa Rosa WTG (con inyección) (C / ISC) Existente 112.00 4.1000 0.2555 Diesel Nº 2 858.33 223.44Turbo Vapor de Shougesa Existente 61.71 2.0000 0.3200 Residual Nº 500 517.07 167.46G. Diesel Shougesa Existente 7.1100 0.2200 Diesel Nº 2 706.52 162.55G. Diesel Shougesa (C / ISC) Existente 1.24 7.1100 0.2200 Diesel Nº 2 865.65 197.55Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Existente 88.44 3.0300 11.2507 Gas Natural 2.26 28.51Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Existente 86.96 3.0300 11.3458 Gas Natural 2.26 28.72G. Diesel Tumbes Nueva 1 Existente 8.04 7.0000 0.2201 Residual Nº 6 535.70 124.90G. Diesel Tumbes Nueva 2 Existente 8.10 7.0000 0.2198 Residual Nº 6 535.70 124.74G. Diesel Pucallpa Wartsila Existente 24.52 3.2760 0.2310 Residual Nº 6 746.32 175.68Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (sin inyección de agua) Existente 4.0142 10.1501 Gas Natural 2.27 27.02Turbo Gas Natural Ventanilla 4 (sin inyección de agua) Existente 4.0943 10.1124 Gas Natural 2.27 27.01Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional) Existente 225.11 2.9735 6.7979 Gas Natural 2.27 18.38Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (con fuego adicional) Existente 13.67 2.9735 7.1447 Gas Natural 2.27 19.17Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (sin fuego adicional) Existente 228.02 3.0328 6.7634 Gas Natural 2.27 18.36Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (con fuego adicional) Existente 18.36 3.0328 7.0390 Gas Natural 2.27 18.99Turbo Gas Natural Chilca TG1 Existente 171.46 3.6322 9.7042 Gas Natural 2.21 25.12Turbo Gas Natural Chilca TG2 Existente 170.28 3.6620 9.8760 Gas Natural 2.21 25.53Turbo Gas Natural Chilca TG3 Existente 194.19 3.1500 10.2824 Gas Natural 2.21 25.92Turbo Gas Natural Kallpa TG1 Existente 174.41 4.0000 10.2375 Gas Natural 2.23 26.85Turbo Gas Natural Kallpa TG2 Existente 193.52 4.0000 10.1536 Gas Natural 2.23 26.67Turbo Gas Natural Kallpa TG3 Existente 197.84 4.0000 10.0813 Gas Natural 2.23 26.50Turbo Gas Natural Santa Rosa TG8 Existente 199.83 4.0000 9.8795 Gas Natural 2.38 27.54Turbo Gas Natural Las Flores Existente 198.44 4.0000 10.0836 Gas Natural 2.22 26.42Grupos Diesel Emergencia 1 Existente 14.4000 0.2203 Diesel Nº 2 715.57 172.04Grupos Diesel Emergencia Trujillo (C / ISC) Existente 62.13 14.4000 0.2203 Diesel Nº 2 874.80 207.12Turbo Gas Natural El Faro Proyecto 169.00 3.6000 10.3896 Gas Natural 2.26 27.13Turbo Gas Diesel El Faro (C / ISC) Proyecto 4.0000 0.2438 Diesel Nº 2 865.65 215.05Grupos Diesel Tarapoto (C / ISC) Existente 12.00 6.8000 0.2239 Residual Nº 6 608.97 143.17Grupos Diesel Bellavista (C / ISC) Existente 3.20 6.8000 0.2647 Diesel Nº 2 1046.65 283.86Grupo Diesel Moyobamba (C / ISC) Existente 2.00 6.8000 0.2696 Diesel Nº 2 1046.65 288.96Grupo Diesel Puerto Maldonado Existente 13.9000 0.2371 Diesel Nº 2 834.64 211.80Grupo Diesel Puerto Maldonado (C / ISC) Existente 8.16 13.9000 0.2371 Diesel Nº 2 993.77 249.53Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 Existente 10.0560 0.2330 Diesel Nº 2 733.66 181.00Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 (C / ISC) Existente 4.26 10.0560 0.2330 Diesel Nº 2 892.79 218.08Bellavista GD Nº 1 al Nº 2 Existente 8.2000 0.2420 Diesel Nº 2 734.55 185.96Bellavista GD Nº 1 al Nº 2 (C / ISC) Existente 3.51 8.2000 0.2420 Diesel Nº 2 893.68 224.47Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Existente 6.7500 0.2120 Mezcla2 R500,D2 540.80 121.40Chilina GD Nº 1 y Nº 2 (C / ISC) Existente 10.11 6.7500 0.2120 Mezcla2 R500,D2 556.71 124.77Chilina Ciclo Combinado Existente 3.5750 0.2780 Diesel Nº 2 715.22 202.41Chilina Ciclo Combinado (C / ISC) Existente 16.70 3.5750 0.2780 Diesel Nº 2 874.35 246.64Chilina TV Nº 2 Existente 6.20 4.5300 0.3980 Residual Nº 500 521.43 212.06Chilina TV Nº 3 Existente 9.90 4.2200 0.4350 Residual Nº 500 521.43 231.04Mollendo I GD Existente 30.28 13.8310 0.2070 Residual Nº 500 512.35 119.89Mollendo II TG Existente 2.5600 0.2640 Diesel Nº 2 708.04 189.48Calana GD Existente 4.9140 0.2170 Residual Nº 6 537.54 121.56Ilo 1 TV Nº 2 Existente 0.01 1.9340 0.3190 Residual Nº 500 510.92 164.92Ilo 1 TV Nº 3 Existente 69.46 1.3250 0.1980 Vapor+Res Nº 500 464.48 93.29Ilo 1 TV Nº 4 Existente 66.48 1.2310 0.2970 Residual Nº 500 510.92 152.97Ilo 1 TG Nº 1 Existente 2.5660 0.2711 Diesel Nº 2 746.11 204.84Ilo 1 TG Nº 1 (C / ISC) Existente 34.74 2.5660 0.2711 Diesel Nº 2 905.24 247.98Ilo 1 TG Nº 2 Existente 6.3900 0.2550 Diesel Nº 2 746.11 196.65Ilo 1 TG Nº 2 (C / ISC) Existente 32.48 6.3900 0.2550 Diesel Nº 2 905.24 237.23Ilo 1 GD Nº 1 Existente 13.3550 0.2000 Diesel Nº 2 746.11 162.58Ilo 1 GD Nº 1 (C / ISC) Existente 3.31 13.3550 0.2000 Diesel Nº 2 905.24 194.40Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Existente 141.87 1.0000 0.3610 Carbón 95.65 35.53GD Calana - GN Existente 25.51 4.5000 8.8022 Gas Natural 2.27 24.49Turbo Gas Natural Mollendo II con GN Existente 73.20 3.0000 11.4427 Gas Natural 2.25 28.70Turbo Gas Natural Santo Domingo Olleros Proyecto 197.00 3.8000 10.1303 Gas Natural 2.28 26.87Turbo Gas Natural CC Kallpa Proyecto 858.57 2.5000 6.8767 Gas Natural 2.23 17.85Turbo Gas Natural Oquendo TG1 Existente 29.37 3.9400 10.1692 Gas Natural 0.00 3.94Turbo Gas Natural CC Chilca 1 Proyecto 797.94 3.0000 6.6907 Gas Natural 2.21 17.82Turbo Gas Natural Fenix TG1 y TG2 Proyecto 3.8000 10.3896 Gas Natural 2.26 27.33Turbo Gas Natural CC Santo Domingo Olleros Proyecto 296.90 3.0000 6.6045 Gas Natural 2.28 18.04Turbo Gas Natural CC Fenix Proyecto 534.25 2.9000 6.7044 Gas Natural 2.26 18.08Turbo Gas Natural CC El Faro Proyecto 257.00 3.0000 6.7599 Gas Natural 2.26 18.31Turbo Gas Natural Nueva Esperanza TG123 Proyecto 135.00 4.2000 9.2741 Gas Natural 2.10 23.68Turbo Gas Natural Quillabamba TG1 Proyecto 200.00 4.0000 9.3617 Gas Natural 2.26 25.20Turbo Gas Dual (Diesel - Gas Natural) Talara TG1 Proyecto 200.00 4.1000 0.2209 Diesel Nº 2 887.53 200.16Turbo Gas Dual (Diesel - Gas Natural) Trujillo TG1 Proyecto 200.00 4.1000 0.2209 Diesel Nº 2 897.43 202.35Turbo Gas Dual (Diesel - Gas Natural) Ilo TG1 y TG2 Proyecto 400.00 4.1000 0.2209 Diesel Nº 2 905.24 204.07Grupos Diesel Emergencia - Mollendo (C / ISC) Proyecto 60.00 14.4000 0.2203 Diesel Nº 2 881.18 208.52

Notas:(1) Las unidades de consumo específico y precios para combustible Gas Natural estan en MMBTU/MWh.(2) Las unidades de consumo específico y precios de combustible líquidos y carbón estan en Ton/MWh.(3) El precio de los combustibles Incluye fletes, tratamiento mecanico, quimico y stock.(4) C/ISC: El precio incluye el impuesto selectivo al consumo.

Cuadro N° 5.2 Datos de Centrales Térmicas

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5.1.1.1.3 HIDROLOGÍA

Para la evaluación de la operación económica del sistema del corto y largo plazo, se utiliza las series históricas de caudales de los afluentes en el período 1965-2008, periodo considerado en la Fijación Tarifaria del 2010. Las series hidrológicas para los proyectos hidroeléctricos futuros se actualizaron para el mismo periodo.

Para las centrales que tienen restricciones prioritarias de riego y agua potable, se ha considerado los caudales de riego y caudales de agua potable de manera determinística considerándolos como restricciones del cálculo.

Se ajustó el volumen máximo del Lago Junín a 314 hm3 de acuerdo a la Resolución Directoral N° 002-2010-ANA-DEPHM, también se consideró la Resolución Ministerial N° 149-1998-AG acerca de los límites mínimos para el desembalse de este embalse.Asimismo se ha utilizado el modelamiento de la evaporación tal como se utiliza para la Fijación de Tarifas en barra..

5.1.1.1.4 CAPACIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Se ha considerado los siguientes límites de transmisión vigentes en el SEIN.

� Línea de 220 kV Mantaro – Cotaruse - Socabaya:

Desde julio de 2011 se considera el límite de la línea repotenciada, que según Carta N° CS00014-10032583 de ISA-TRANSMANTARO (ver Anexo B) pasa de 300 a 505 MVA (configuración N-1).

� Línea de 220 kV Paramonga – Chimbote: límite de transmisión de 353 MW, sujeto al control de los niveles de tensión en el Área Norte.

� La línea de transmisión Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo 500 kV se modela con compensación serie del 50% en la subestación Ocoña; sin embargo se aclara que en los documentos para la licitación de la línea se estableció un rango de compensación del 50% al 65%, los cuales serán definidos en los estudios de pre operatividad del proyecto.

5.1.1.1.5 MODELAMIENTO DE CENTRALES RER

Los proyectos RER se modelaron como centrales térmicas cuyos costos operativos se consideró el valor de cero con el fin de tener prioridad en el despacho, donde se considera el despacho de dichas unidades con una potencia media, el cual se determina con la Energía Adjudicada de cada proyecto. La ubicación de los proyectos RER en el PERSEO se consideran en las barras donde físicamente se ubican cada uno de los proyectos.

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De acuerdo a los estudios de pre operatividad presentados para los proyectos solares, la operación de dichas centrales ocurre desde las 7:00 hasta las 17:00 horas, por lo que en el modelo se considera que las centrales aportan energía al sistema solo en el bloque de media demanda.

Pot. Efectiva Energía Factor Pot. MediaMW GWh Planta MW

HIDROELÉCTRICASC.H. Chancay (Zapallal) Lima 19.0 143.0 86% 16.3C.H. Pucamarca Lima 2.0 9.0 51% 1.0C.H. Shima ( Tocache) San Matrin 5.0 32.9 75% 3.8ENERGÍA SOLARPanamericana Solar (Ilo) Tacna 20.0 50.7 29% 12.8Majes Solar Arequipa 20.0 37.6 21% 9.5Repartición Solar Arequipa 20.0 37.4 21% 9.4Tacna Solar Tacna 20.0 47.2 27% 11.9EÓLICASMarcona Ica 32.0 148.4 53% 16.9Central Eólica Talara Piura 30.0 119.7 46% 13.7Central Eólica Cuspinique La Libertad 80.0 303.0 43% 34.6BIOMASACogeneración Paramonga Lima 23.0 115.0 57% 13.1Huaycoloro Lima 4.0 28.3 81% 3.2

PROYECTO Ubicación

Cuadro N° 5.3 Proyectos RER considerados en el modelo

Se aclara que las demás centrales hidroeléctricas del los proyectos RER han sido simuladas como centrales hidroeléctricas debido a que se tenía información de los caudales históricos de los afluentes a la central; a excepción de las centrales que fueron considerados como centrales térmicas.

5.1.1.2 ZONAS ELECTRICAS

Se consideran las zonas definidas en el Primer Plan de Transmisión a excepción de la zona oriente por estar fuera del horizonte del estudio, donde se tienen las siguientes zonas:

� Zona Norte: Comprendida entre las subestaciones de Zorritos hasta Chimbote.

� Zona Centro: Desde la subestación Paramonga hacia el sur, hasta la subestación Campo Armiño y Marcona, incluyendo el sistema de San Martín).

� Zona Sur: Desde la subestación Cotaruse hacia el sur.

5.1.1.3 DESPACHO DE LAS UNIDADES QUE OPERAN CON GAS DE CAMISEA

En el periodo donde existe restricción en la disponibilidad del gas natural para la generación de energía eléctrica por congestión en la tubería de TGP, se considerará la disponibilidad de gas de acuerdo a sus contratos, los cuales se muestran en el Cuadro N° 5.1.

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5.1.1.4 DISTRIBUCIÓN DE LAS CARGAS DE LIMA

Actualmente las cargas de la zona de Lima están distribuidas en las subestaciones de San Juan, Balnearios, Santa Rosa, Chavarría, Barsi y Chillón; debido a la alta concentración de la carga, las líneas de transmisión de 220 kV que interconectan dichas subestaciones están operando congestionadas o al límite de su capacidad ( Chilca – San Juan – Santa Rosa, Zapallal - Ventanilla – Chavarría).

Con el ingreso de las líneas Chilca – Planicie – Zapallal 220 kV y Chilca – Zapallal 500 kV; se aliviará la transmisión de las líneas Chilca – San Juan – Santa Rosa 220 kV, pero incrementará el flujo por las líneas Zapallal – Ventanilla – Chavarría 220 kV, por lo que se hace necesario incrementar la capacidad de transporte de las líneas o hacer una distribución de las cargas de la zona de Lima incluyendo nuevas subestaciones.

De acuerdo al Plan de Inversiones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aprobados por el OSINERGMIN para el periodo 2009 – 2013; en la zona de Lima se construirán las subestaciones de Zapallal, Industriales y Jicamarca, los cuales aliviarán las cargas de los transformadores de las subestaciones de Chillon, Chavarría, Santa Rosa y Balnearios, por tanto en el modelo PERSEO se realizan distribuciones de la carga de la zona de Lima a partir del 2013.

Con el ingreso del transformador de potencia en la subestación Zapallal el cual operará en anillo con las redes existentes entre las subestaciones de Chillón y Chavarría, se distribuye la carga total de la zona del siguiente modo:

Subestación % Chavaría 57% Chillón 27% Zapallal 16%

Cuadro N° 5.4. Distribución de carga entre las barras Zapallal – Chillón – Chavarria.

Los porcentajes de distribución de las cargas se determinaron luego de hacer simulaciones previas de flujo de carga con el detalle de la red de 60 kV; es decir con la red operando en anillo.

Con la construcción de la subestación Jicamarca para el cual se seccionará una línea de transmisión Huinco – Santa Rosa, el transformador de potencia de Jicamarca aliviará la carga de los transformadores existentes en la subestación Santa Rosa, cuyo reparto de carga será del siguiente modo.

Subestación % Sta Rosa 80% Jicamarca 20%

Cuadro N° 5.5. Distribución de carga entre las barras Santa Rosa - Jicamarca.

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De la carga total que transportan los transformadores de potencia de Santa Rosa, el 80% será asumido por dichos transformadores y el 20% serán trasladados a la subestación Jicamarca. El porcentaje de distribución corresponde a los resultados previos de los análisis de flujo de carga donde se considera el detalle de la red anillada de 60 kV.

La subestación industriales en el PERSEO se modela con el detalle de las redes anilladas de 60 kV, motivo por el cual no se hace una distribución de las cargas; sin embargo se aclara que con el ingreso de la subestación Industriales las cargas de las subestaciones Puente, Ingenieros y Monterrico serán alimentados desde la nueva subestación Industriales.


5.1.2.1 ESTADO ESTACIONARIO

Para calificar el desempeño del SEIN se utilizan los siguientes criterios:

� La tensión en barras del SEIN tiene como referencia la tensión de operación.

� La tensión en las barras de carga no debe ser inferior al 95%, ni superior a 105% de la tensión nominal.

� La tensión máxima permitida en el extremo abierto de una línea energizada (efecto Ferranti) se debe limitar a la máxima tensión de servicio de los equipos (145 kV, 245 kV ó 550 kV).

� No se permiten sobrecargas en líneas y transformadores. La cargabilidad de los transformadores de potencia se determina por su capacidad nominal en MVA y la de las líneas de acuerdo con sus capacidades nominales de operación normal.

� Los compensadores estáticos deben operar cerca de la condición de “cero generación o absorción de potencia reactiva”, de manera que tengan margen de actuación para los casos de contingencia.

� Los generadores sincrónicos deben operar dentro de la Curva de Capabilidad.

5.1.2.2 CORTOCIRCUITO

Se calculan los valores de los niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico en barras del sistema troncal del SEIN, según la norma IEC60909 “Short-Circuit Currents in Three-Phase A.C.”. Los resultados se presentan en diagramas unifilares en los que se indican las corrientes y potencias de cortocircuito y los aportes por cada ramal en el punto de falla.

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5.1.2.3 ESTABILIDAD

5.1.2.3.1 ESTABILIDAD DE TENSIÓN

� La estabilidad de tensión consiste en hallar el margen de potencia activa y reactiva que tiene un área antes de alcanzar el colapso de tensión. Se considerará que un área alcanza la inestabilidad de tensión cuando, por aumento de la demanda, las tensiones lleguen a valores cercanos a 0.95 p.u., el cual es el límite utilizado en este estudio para entrar al estado de emergencia, o se ingrese al sector de mayor pendiente en la curva PV.

� Para efectos de evaluar la estabilidad de tensión en barras de carga o zonas del SEIN, se considerará que ante un incremento de la demanda la tensión en barras del sistema troncal no debe ser inferior a 0.90 p.u., valor que es utilizado como límite para entrar al estado de emergencia, o se ingrese al sector de mayor pendiente en la curva PV.

5.1.2.3.2 ESTABILIDAD OSCILATORIA

� En los análisis de corto plazo el amortiguamiento de los modos interárea del SEIN en toda condición normal de operación (N o Red Completa) no debe ser menor al 4%. Para condiciones de operación en contingencia (N-1) el amortiguamiento en post-falla debe ser positivo, y en lo posible mayor al 2 %.

5.1.2.3.3 ESTABILIDAD TRANSITORIA

� El sistema debe permanecer estable luego de una falla trifásica en una de las líneas de 220 kV o de 500 kV del Sistema de Transmisión con despeje de la falla por operación normal de la protección principal y apertura trifásica en 100 ms.

� El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos de 220 kV o de 500 kV, con despeje de la falla por operación normal de la protección principal (100 ms) y recierre exitoso de la fase afectada. El tiempo muerto de recierre es de al menos 500 ms.

� Una vez despejada la falla, la tensión en barras adyacentes a la zona fallada, no debe permanecer por debajo de 0.80 p.u. por más de 500 ms. Asimismo, se considera estable si las oscilaciones de los ángulos de los rotores, flujos de potencia y tensiones del sistema, son amortiguadas.

� Luego de haber alcanzado la condición final de operación después de la contingencia, se acepta una sobrecarga de hasta el 20% en las demás líneas del sistema troncal y que las tensiones en las barras estén en el rango de 0.90 a 1.10 p.u.

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� Al conectar o desconectar bancos de capacitores y/o reactores, el cambio de la tensión en el transitorio, deberá ser inferior al 5% de la tensión nominal de la barra donde se ubica el equipo de compensación reactiva.

� La generación o absorción de potencia reactiva de las unidades de generación podrá transitoriamente exceder los límites de capacidad de régimen permanente. El objetivo es evitar sobrecargas sostenidas que puedan sacar de operación las unidades de generación.

5.1.2.3.4 ESTABILIDAD DE LA FRECUENCIA

No se permite que durante los eventos transitorios la frecuencia del SEIN alcance valores inferiores a 58.5 Hz ni mayores a 61 Hz.

5.2 LARGO PLAZO

5.2.1 CRITERIOS PARA EL DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA (ANÁLISIS ENERGÉTICO)

5.2.1.1 ZONAS ELECTRICAS

Se consideran las zonas definidas en el Primer Plan de Transmisión:

� Zona Norte: Comprendida entre las subestaciones de Zorritos hasta Chimbote.

� Zona Centro: Desde la subestación Paramonga hacia el sur, hasta la subestación Campo Armiño y Marcona, incluyendo el sistema de San Martín.

� Zona Sur: Desde la subestación Cotaruse hacia el sur.

� Zona Oriente: Comprende la zona donde se ubican los posibles proyectos de generación hidroeléctrica a desarrollar en el marco del convenio Perú-Brasil.

5.2.1.2 DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL

Considerando el horizonte de largo plazo y que el objetivo del estudio es planificar la transmisión, se supondrá que no existen restricciones para abastecer de gas natural a las plantas de generación ubicadas en Lima, así como en las zonas norte y sur del país, a las cuales llegarán los gasoductos correspondientes.

5.2.1.3 FUTUROS DE OFERTA BASE Y RESERVA DE GENERACIÓN

En el numeral 4.3.1.1 se indicó que existirán dos futuros de oferta base: uno con mayor oferta renovable y otro con mayor oferta no renovable. Para el primero de los casos se buscará que la oferta renovable sea mayor al 60% de la oferta total, mientras que para el segundo caso se buscará que la oferta no renovable sea mayor al 60% del total.

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Para establecer un margen de reserva adecuado, se debe tener en cuenta que los recursos de generación renovables son más inciertos y menos controlables que los no-renovables, y por lo tanto en los futuros con mayor oferta renovables se deberá considerar un margen de reserva mayor. De manera práctica se utilizarán dos valores para el margen de reserva: 30% para los casos con mayor recurso renovable y 20% para los futuros con mayor recurso no-renovable.

5.2.1.4 CONGESTIONES

Para cada simulación se identifican las congestiones comparando los flujos de las líneas con las capacidades de las mismas, siguiendo la metodología indicada en el numeral 4.3.1.3. Las congestiones son caracterizadas mediante dos índices: el valor máximo y las horas de congestión. Estos índices dan una idea clara de la magnitud y la duración de la congestión.

Para una misma línea de transmisión se calculan los índices mencionados para las diferentes simulaciones, y analiza cómo están relacionadas las congestiones con los futuros de demanda, oferta e hidrología. Asimismo, teniendo los resultados para todas las líneas de transmisión, se priorizarán las líneas que presenten los mayores índices de congestión.

5.2.1.5 ENERGÍA NO SERVIDA

Todos los casos simulados tienen suficiente oferta de generación para abastecer la demanda. En ese sentido toda la ENS detectada es atribuida a la falta de capacidad de transmisión.

Los resultados de ENS para las diferentes simulaciones son analizados en cuanto a su relación con los futuros de demanda, oferta e hidrología. Asimismo, teniendo los resultados para todas las barras del sistema troncal, se priorizarán aquellas que presenten los mayores índices de congestión.

5.2.2 CRITERIOS PARA EL DIAGNÓSTICO OPERATIVO (ANÁLISIS ELÉCTRICO)

5.2.2.1 ESTADO ESTACIONARIO

Se utiliza los criterios del diagnóstico de corto plazo.

5.2.2.2 CORTOCIRCUITO


5.2.2.3 ESTABILIDAD TRANSITORIA


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3.4.2.1 MODELO PERSEO - COES

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