Informe de Flujos de Potencia

ACTUALIZACION DEL

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES

DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

AÑO 2014

ANEXO N° 5

Estudio de Flujo de Potencia

Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó

27/03/06 00 Estudio de Flujos de Potencia COES COES COES

23/04/10 01 Estudio de Flujos de Potencia EDP S.A.C. COES COES

15/07/14 02 Estudio de Flujos de Potencia EDP S.A.C. COES COES

Estudio de Coordinación de las Protecciones

del Sistema Interconectado Nacional AECP-2014

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ÍNDICE

1. INTRODUCCION ................................................................................................................ 3

2. OBJETIVO .......................................................................................................................... 3

3. ALCANCE........................................................................................................................... 3

4. CONFORMACION DE LA BASE DE DATOS DEL SEIN ................................................... 3 4.1 Proceso de revisión de datos del SEIN ........................................................................ 3 4.2 Expansión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al año 2014 ........................ 4

5. DEFINICION DE LOS ESCENARIOS DE ANALISIS .......................................................... 8 5.1 Identificación Topológica del SEIN ............................................................................... 8 5.2 Escenarios de análisis .................................................................................................. 9 5.3 Definición del despacho de generación ...................................................................... 10

6. METODOLOGÍA ............................................................................................................... 13 6.1 ANÁLISIS DE ESTADO ESTACIONARIO .................................................................. 13

7. CRITERIOS ....................................................................................................................... 13 7.1 NIVELES DE TENSION ............................................................................................. 13 7.2 DESPACHO DE REACTIVOS .................................................................................... 14 7.3 CARGA DE LÍNEAS Y TRANSFORMADORES ......................................................... 14

8. ANALISIS DE LOS RESULTADOS .................................................................................. 14

9. GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................................. 16

10. REFERENCIAS ............................................................................................................. 17

APENDICES

Apéndice A: Resultados Gráficos de Flujos de Potencia – Año 2014



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1. INTRODUCCION

El incremento del número de instalaciones eléctricas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) está asociado con la instalación de nueva generación, nuevas líneas de transmisión, nuevos centros de transformación y ampliaciones de las instalaciones existentes. Bajo este contexto, el COES se ve obligado periódicamente a revisar las condiciones de operación del sistema con el fin de evaluar el impacto sobre el comportamiento en estado estacionario del SEIN.

A efectos de satisfacer los requerimientos de la “Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - Año 2014” se llevaron a cabo las tareas necesarias que permitieron simular los flujos de potencia del SEIN en el corto plazo (Año 2014).

2. OBJETIVO

El modelamiento y posterior análisis de los flujos de potencia tienen por objeto el suministro de valores de operación, sirviendo como base a los estudios de cortocircuito y posterior ajuste del sistema de protecciones. Asimismo permite elaborar un diagnóstico del sistema, en cuanto a su funcionamiento en estado estacionario.

3. ALCANCE

Realizar el análisis del comportamiento en estado estacionario del SEIN, bajo condiciones normales de operación, para el año 2014, considerando los escenarios hidrológicos de avenida y estiaje en condiciones de máxima demanda, media demanda y mínima demanda respectivamente, en los cuales se verificará la coordinación del sistema de protecciones.

4. CONFORMACION DE LA BASE DE DATOS DEL SEIN

Inicialmente, se centró el interés en la consolidación de la base de datos correspondiente tanto al equipamiento principal de transmisión en servicio (líneas de transmisión, equipos de transformación y compensación reactiva), así como también de generadores hidráulicos y térmicos. Las tareas de verificación y análisis de coherencia resultaron en la base de datos conformada que se presenta en el Anexo N° 1.

Una vez consolidada la base de datos del SEIN se procedió a la preparación de los flujos de potencia para cada escenario de referencia, considerando los despachos y la distribución de demanda para el año 2014.

4.1 Proceso de revisión de datos del SEIN

Se desarrolló una revisión de la Base de Datos, que comprendió la verificación de topología del sistema de subtransmisión y distribución así como los parámetros eléctricos de los transformadores del sistema de distribución, con lo cual se obtuvo una Base de Datos apta para los estudios involucrados en estado estacionario y transitorio.

La información del sistema eléctrico interconectado nacional se encuentra en formato *.pfd (archivo generado por el programa Digsilent Power Factory V14), del cual se obtuvo la siguiente información:



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Modelo de red del SEIN para el año 2014.

Biblioteca de los equipos con sus parámetros eléctricos, capacidad nominal de transmisión de las líneas, potencia nominal de los transformadores de potencia y generadores síncronos del SEIN.

Máquinas Eléctricas.

Despachos de generadores y distribución de demandas del SEIN para el año 2014, para los escenarios hidrológicos de avenida y estiaje en máxima demanda, media demanda y mínima demanda respectivamente.

Equipos de compensación reactiva del SEIN.

Motores síncronos y asíncronos de las plantas de algunas compañías mineras.

En dicho archivo las demandas de las empresas distribuidoras están reflejadas a las barras de media tensión de las subestaciones de distribución y están especificadas mediante la potencia activa y el respectivo factor de potencia.

El proceso inicial de verificación consistió en comparar el diagrama unifilar del SEIN y los diagramas unifilares de las empresas distribuidoras con la topología de red establecida para el año 2014 en formato DIGSILENT.

A partir de esta tarea se generaron los primeros reportes de equipos existentes y faltantes. Con posterioridad, los datos disponibles se sometieron a los respectivos análisis de coherencia.

Cabe destacar que en aquellos casos en que los parámetros de algunos equipos no pudieron obtenerse a partir de información fidedigna, se adoptaron valores típicos.

La etapa de actualización, perfeccionamiento y constitución de la base de datos se desarrolló a través de sucesivas verificaciones lo que permitió obtener una base de datos lo suficientemente consistente con el propósito del estudio, coordinar el sistema de protecciones del sistema eléctrico interconectado nacional.

4.2 Expansión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al año 2014

Para el horizonte de análisis establecido se han considerado los principales proyectos de generación, transmisión e ingreso o ampliación de cargas mineras e industriales, los cuales se resumen a continuación:

EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION

Los proyectos de transmisión considerados corresponden a aquellos proyectos promovidos por Pro-Inversión, proyectos asociados a compromisos de privatización y a los proyectos de expansión de las empresas distribuidoras.

Referencia:

Informe técnico de Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2014 - Abril 2015, elaborado por el COES-SINAC.

Propuesta de Planes de Inversión correspondiente al periodo 2013 – 2017, presentadas por las empresas distribuidoras ante el OSINERGMIN.

En el siguiente cuadro se presenta un resumen de los principales proyectos de transmisión a ejecutarse en el SEIN en el horizonte de análisis:



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Cuadro 4.2.1: Proyectos de Transmisión

L.T. 220 kV Trujillo -Guadalupe -Chiclayo de 180 MVA (segundo circuito). May-2012 Ampliación 9

S.E. Chiclayo Oeste: Ampliación de la Capacidad de Transformación, Instalación de un Transformador de 220/60/10/0.38 kV -100/100/30 MVA Set-2012 Ampliación 9

S.E. Guadalupe: Ampliación de la Capacidad de Transformación Oct-2012 Ampliación 9

L.T. 500 kV Carabayllo-Chimbote 1-Trujillo Nueva y SS.EE. Asociadas. Dic-2012

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

Ampliación S.E. Cajamarca Norte: Transformador de 220/60/10 kV de 60/60/10 - 75/75/12.5 MVA Jul-2013

S.E. Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kV. Ene-2014

Repotenciación de la LT. 220 kV Chiclayo oeste-Piura Oeste (existente) de 152 MVA a 180 MVA. Feb-2014

Repotenciación de la LT. 220 kV Piura Oeste -Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA. Feb-2014

S.E. Trujillo Norte: Ampliación de la capacidad de transformación, instalación de un transformador de 220/138/22.9 kV -100/100/20 MVA. Mayo-2014

L.T. 500 kV Trujillo -La Niña e instalaciones complementarias. Mayo-2014

Adecuación de SS.EE. Chavarría, San Juan, Ventanilla, Santa Rosa y Zapallal Mar-2012

Repotenciación de la L.T. 220 kV Pomacocha -Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA May-2012

S.E. Huacho: Ampliación de la Capacidad de Transformación, Instalación de un Transformador de 220/66/10 kV -50/50/17 MVA.

Incluye conexión de la L.T. 220 kV Zapallal -Paramonga Nueva en la S.E. Huacho. Set-2012 Ampliacion 9

Resistencia de Neutro en el Transformador de la S.E. Chilca Nueva. Nov-2012

Nueva S.E. Zapallal 220/60kV y Líneas Asociadas Dic-2012

Cambio de transformador TR4 S.E. Balnearios de 120 MVA a 180 MVA Mar-2013

Ampliación S.E. Pomacocha Jun-2013

Ampliación S.E. Pomacocha Jul-2013

Reactor en Serie entre las SS.EE. Chilca Nueva y Chilca REP. Jul-2013

Repotenciación de la L.T. 220 kV Oroya Nueva -Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA. Jul-2013

L.T. 220 kV Pomacocha -Carhuamayo Nueva de 180 MVA y SS.EE. Asociadas. Jul-2013

Nueva S.E. Huanza 220kV. Ago-2013

L.T. 500 kV Chilca-Marcona-Montalvo y SS.EE. Asociadas. Dic-2013

Cambio de transformador TR3 S.E. Santa Rosa de 180 MVA a 240 MVA Ene-2014

S.E. Los Industriales (Nueva) 220/60 kV -120 MVA. Ene-2014

Nueva S.E. Lomera 220/60 kV Mar-2014

Nueva S.E. Francoise 2 220/50/10 kV y Líneas Asociadas May-2014

Ampliación de capacidad de transmisión LT. 220 kV San Juan -Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna). Dic-2014

Ampliación S.E. Tintaya Abr-2013

Ampliación S.E. Ayaviri May-2013

Ampliación S.E. Ilo ELS Dic-2013

S.E. Puno: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 138/60/22.9 kV -40/40/20 MVA. Ene-2014

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

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PROYECTOS DE TRANSMISION

AREA

DEL SEINPROYECTO

FECHA DE

OPERACIÓN

COMERCIAL



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EXPANSION DEL SISTEMA DE GENERACION

Los proyectos de transmisión considerados corresponden a aquellos proyectos incluidos en el informe técnico de Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2014 - Abril 2015, elaborado por el COES-SINAC.

En el siguiente cuadro se presenta un resumen de los principales proyectos de generación considerados en el horizonte de estudio:

Cuadro 4.2.2: Proyectos de Centrales de Generación Eléctrica

CONEXIÓN AL SEIN

TIPO ENERGIA PRIMARIA TECNOLOGIA A instalar Por Unidad SUBESTACION

C.T. de Generación Adicional en Piura TERMICO FUEL OIL O DIESEL CONVENCIONAL 54 80 1.5 PIURA OESTE Jun-2012

(hasta Oct-2013)

C.T. Tablazo TERMICO GAS NATURAL CICLO ABIERTO 1 29 29 Jul-2012

C.T. Planta de Etanol BIOMASA BIOCOMBUSTIBLE COGENERACION 1 37.26 37.26 PLANTA ETANOL Jul-2012

C.H. Las Pizarras HIDRAULICA AGUA PELTON 2 18 9 Abr-2013

Reserva Fría de Generación - NORTE

(Talara)TERMICO FUEL OIL O DIESEL CICLO ABIERTO 1 183 183 TALARA Mayo-2013

Central Eólica Cupisnique EOLICO VIENTO

Generador

doblemente

alimentado

42 80 1.9 GUADALUPE Mar-2014

Central Eólica Talara EOLICO VIENTO

Generador

doblemente

alimentado

16 30 1.9 TALARA Mar-2014

4 Ene-2012

4 May-2012

C.H. Huasahuasi II HIDRAULICA AGUA PELTON 2 8 4 May-2012

C.H. Nueva Imperial HIDRAULICA AGUA FRANCIS 1 4 4 SAN VICENTE May-2012

C.H Baños V HIDRAULICA AGUA FRANCIS 2 9.3 4.65 BAÑOS IV May-2012

C.T. Kallpa -TV -Ciclo Combinado -KALLPA TERMICO GAS NATURAL CICLO COMBINADO 1 292.8 292.8 CHILCA REP Ago-2012

C.T. Chilca 1 -TV TERMICO GAS NATURAL CICLO COMBINADO 1 268.7 268.7 CHILCA NUEVA Set-2012

C.H. Yanapampa HIDRAULICA AGUA PELTON 3 4.126 1.375 PARAMONGA NUEVA Dic-2012

CICLO ABIERTO 197.6 197.6 CHILCA NUEVA Oct-2013

CICLO COMBINADO 102.4 102.4 CHILCA NUEVA Abr-2017

170 Ene-2014

170 Feb-2014

194 Feb-2014

45.3 Ene-2014

45.3 Abr-2014

Central Eólica Marcona EOLICO VIENTO

Generador

doblemente

alimentado

16 32 2 MARCONA Abr-2014

Central Biomasa La Gringa V BIOMASA BIOGAS COGENERACION 1 2 2 HUAYCOLORO Ago-2014

C.T. de Generación Adicional en

MollendoTERMICO FUEL OIL O DIESEL CONVENCIONAL 40 60 1.5 MOLLENDO

May-2012

(Hasta Dic-2012)

Central Solar Majes SOLAR SOL FOTOVOLTAICA 20 20 1 -- Jul-2012

Central Solar Repartición SOLAR SOL FOTOVOLTAICA 20 20 1 REPARTICION Jul-2012

Central Solar Tacna SOLAR SOL FOTOVOLTAICA 20 20 1 LOS HEROES Nov-2012

Central Solar Panamericana SOLAR SOL FOTOVOLTAICA 20 20 1 ILO 3 Ene-2013

Reserva Fría de Generación SUR (Ilo) TERMICO FUEL OIL O DIESEL CICLO ABIERTO 3 568.7 189.6 ILO 3 Oct-2013

C.H. Machupicchu II-Etapa HIDRAULICA AGUA PELTON 1 99.9 99.86 Dic-2014

C.H. Santa Teresa HIDRAULICA AGUA PELTON 2 98.12 49.06 SURIRAY Dic-2014

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CHILCA NUEVA

C.H. Huanza HIDRAULICA AGUA PELTON 2 90.6

C.T. Fenix -TG1+ TG2 + TV TERMICO GAS NATURAL CICLO COMBINADO 3 534

C.T. Santo Domingo de los Olleros TERMICO GAS NATURAL 2

FECHA DE

OPERACIÓN

COMERCIAL

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C.H. Huasahuasi I HIDRAULICA AGUA FRANCIS 2 8

PROYECTOS DE GENERACION

AREA

DEL SEINPROYECTO

TIPO NUMERO

DE

UNIDADES

CAPACIDAD (MW)



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CONEXIÓN DE NUEVAS CARGAS Y AMPLIACIONES

La demanda de los grandes proyectos considerados, corresponden a aquellos proyectos mineros en ejecución, a ampliaciones de las más importantes empresas mineras e industriales incluidos en el informe técnico de Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2014 - Abril 2015, elaborado por el COES-SINAC.

En el siguiente cuadro resumen se presenta una relación de los principales proyectos de demanda a considerar en el horizonte de análisis:

Cuadro 4.2.3: Proyectos de Demanda

AREA EMPRESA LOCAL NOMBRE PROYECTOSUBESTACION DE

CONEXIÓN AL SEIN2012 2013 2014 2015 2016

MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A. Ampliación Lagunas Norte S.E. Alto Chicama 13.8 kV 7 4

CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. Ampliación Cementos Pacasmayo S.E. Cementos Pacasmayo 4.17 HFP2.5 HP

3.35 HFP

COMPAÑIA MINERA ANTAMINA S.A. Ampliación Antamina S.E. Antamina 22.9 kV 40 15 15

MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A. Ampliación Pierina S.E. Pierina 13.8 kV 5.5

CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. Cementos Piura S.E. Piura Oeste 10 kV 5

COMPANIA MINERA MISKI MAYO S.R.L. Ampliación Bayovar S.E. Bayobar 22.9 kV 9 6

AMERICAS POTASH PERU S.A. Salmueras de Sechura S.E. La Niña 138 kV 10

ICM PACHAPAQUI S.A.C. Pachapaqui S.E. Conococha 220 kV 8

MINERA SULLIDEN SHAHUINDO S.A.C. Shahuindo

Seccionamiento de LT 220 kV

Kiman Ayllu - Cajamarca Norte

a 87 km de Cajamarca (SE Ramada)

10

EMPRESA SIDERURGICA DEL PERU S.A.A. Ampliación SIDERPERU S.E. Chimbote 2 13.2 kV26 HP

17 HFP

COMPAÑIA MINERA MILPO S.A.A. Hilarión S.E. Conococha 220 kV 24

RIO ALTO MINING La Arena

Seccionamiento de LT 220 kV

Kiman Ayllu - Cajamarca Norte

a 87 km de Cajamarca (SE Ramada)

138

COMPAÑÍA DE MINAS BUENAVENTURA S.A .A Breapampa S.E. Coracora 22.9 kV

Incluye Banco Capacitores 4 MVAr1 0.5

ACEROS AREQUIPA S.A. Ampliación Planta N° 2 PISCO S.E. Aceros Arequipa15 HP

15 HFP

40 HP

89 HFP

COMPAÑIA MINERA MILPO S.A.A. Ampliación Cerro Lindo S.E. Desierto 220 kV 7

TREVALI PERU S.A.C. SantanderS.E. Shelby Huaron 50 kV

LT 50 kV, 65.1 km4

VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A. Planta de OxidosSeccionamiento de la línea en 138kV

Carhuamayo - Paragsha II12

SOCIEDAD MINERA EL BROCAL S.A.A. Ampliación Colquijirca Seccionamiento de la línea en 138kV

Carhuamayo - Paragsha II20 7

CEMENTOS LIMA Ampliación Atocongo S.E. Atocongo 60 kV 20

MINERA CHINALCO PERÚ S.A. Toromocho S.E. Pomacocha 220 kV 156.6

QUIMPAC S.A. Ampliación Quimpac S.E. Oquendo 60 kV14.4 HP

25 HFP

PROCESADORA INDUSTRIAL RIO SECO S.A. Río SecoSeccionamiento de LT 220 kV Zapallal-

Huacho L-2214, a 58.6 km de Zapallal4 11

VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A. AlpamarcaSeccionamiento de la línea en 50kV

Shelby - Santander a 50 km de Shelby3.5

INVICTA MINING CORP S.A.C. Invicta S.E. Andahuasi 60 kV 9.85

SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A. Ampliación Mina S.E. Mina 34.5 kV 20

SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A. Planta de BeneficioS.E. Marcona 220 kV

S.E. El Hierro 220 kV50

MINERA QUELLOPATA S.A.C. Inmaculada S.E. Coracora 60 kV 5.5

MARCOBRE S.A.C. Marcobre (Mina Justa) S.E. Poroma 220 kV 30

JINZHAO MINING PERU S.A. Pampa de Pongo S.E. Poroma 220 kV 200

COMPAÑIA MINERA VICHAYCOCHA S.A. Rondoni S.E. Huánuco 138 kV 25

MINSUR S. A. Pucamarca S.E. Los Heroes 66 kV 10

MINSUR S.A. Planta tratamiento relaves S.E. SAN RAFAEL 138 kV 16 11

SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A. PAD 4B - FASE I S.E. CERRO VERDE 138 kV 5 3

XSTRATA TINTAYA S.A. Antapaccay S.E. Tintaya 138 kV 30 60 6.3

CEMENTOS YURA S.A. Ampliación S.E. Yura3 HP

8 HFP

17 HP

9 HFP

SPCC Ampliación Cuajone S.E. Botiflaca 6

SPCC Ampliación Toquepala S.E. Mill Site 2 34

COMPAÑIA MINERA ARES S.A. Crespo S.E. Arcata 66 kV 2

HUDBAY MINERALS INC. Constancia S.E. Tintaya 220 kV 71 29

XSTRATA PERU S.A. Las Bambas S.E. Cotaruse 220 kV 44.8 112.4

MINERA KURI KULLU S.A. Ollachea S.E. San Gabán 138 kV 4 8

SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A. Ampliación Cerro Verde

S.E. San José 500 KV,

entre LT 500kV Ocoña- Montalvo

SVC +350/-105 MVAr

200 206

SPCC Tia Maria S.E. Montalvo 220 kV 10

CEMENTOS OTORONGO S.A.C. Cementos Otorongo S.E. Mollendo 138 kV 21

ANGLO AMERICAN QUELLAVECO S.A. Quellaveco S.E. Montalvo 220 kV 13

SPCC Ampliación Fundición S.E. Ilo 1 10

SPCC Ampliación Refinería de Ilo S.E. Refinería Ilo 8

AMPLIACIONES E INGRESOS DE CARGAS EN EL HORIZONTE DE ESTUDIO AÑO PUESTA EN SERVICIO O PRODUCCION

DEMANDA PROYECTADA O ADICIONAL REQUERIDO (MW)

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INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

Actualmente existe una línea de transmisión a 220kV que interconecta los sistemas eléctricos de Perú y Ecuador, comprende un circuito de 110 km de longitud (53.5 km en Perú y 56.5 km en Ecuador) entre las subestaciones de Machala y Zorritos; la capacidad de transmisión máxima es de 110 MW. Esta línea normalmente no opera, solo bajo requerimientos puntuales.

Debido a los problemas de control de tensión en las barras de 220 kV de las subestaciones de Piura Oeste y Zorritos, en el presente análisis se consideró dicha línea abierto en el extremo de Machala para los casos de máxima demanda y media demanda y para los casos de mínima demanda se consideró fuera de servicio.

Por lo tanto no se consideró en el horizonte de análisis transferencia alguna de potencia entre los sistemas eléctricos de Perú y Ecuador, igualmente el sistema de protecciones de dicha línea de interconexión queda excluida en la verificación de la coordinación de los mismos.

5. DEFINICION DE LOS ESCENARIOS DE ANALISIS

Se han efectuado las siguientes actividades

Implementación en el programa Power Factory DIGSILENT de todos los nuevos elementos del SEIN en el periodo comprendido entre los años 2010 y 2014.

Verificación de los escenarios de análisis para el año 2014, sobre la base de datos implementada en el programa Power Factory DIGSILENT.

5.1 Identificación Topológica del SEIN

El SEIN presenta una topología caracterizada por una red, que en gran parte de su extensión, resulta mallado.

El sistema de transmisión formado por el conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales superiores a 35 kV se ha desarrollado, principalmente, en un nivel de tensión nominal de 500, 220 y 138 kV. Las líneas correspondientes a estos niveles de tensión están destinadas, básicamente, a atender tanto los intercambios energéticos entre las distintas zonas geográficas de Perú, como las transferencias requeridas para el abastecimiento de Lima. Cabe destacar que esta última representa la carga más importante de país.

La etapa final de la transmisión de energía y alimentación de las demandas se realiza por el sistema de distribución compuesto por el conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales iguales o menores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados.

Dentro del proceso de conformación de la base de datos se llevó a cabo una organización del equipamiento, considerando su ubicación geográfica y disposición eléctrica dentro de las redes regionales.

La aplicación de criterios homogéneos de identificación topológica del equipamiento de la red del SEIN, permite agilizar tanto el análisis de los distintos flujos de potencia realizado en este reporte, como las futuras actualizaciones de las bases de datos.

Dichos criterios se fundamentan en la definición de áreas enunciadas a continuación:

Area 1 - Norte:

Comprende las SE de 500 kV y 220 kV que se enuncian a continuación, así como también se incluyen las redes eléctricas contiguas: Zorritos, Talara, Piura Oeste, La Niña, Chiclayo Oeste, Carhuaquero, Guadalupe, Trujillo Norte, Trujillo Nueva,



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Cajamarca Norte, Kiman Ayllu, Chimbote 1, Paramonga Nueva, Lomera y Huacho. Los cuales se presentan en los gráficos denominados:

Costa Norte 1 Costa Norte 2

Area 2 – Centro:

Se extiende a las SE de 500 kV y 220 kV e instalaciones contiguas: Zapallal, Carabayllo, Ventanilla, Chillón, Chavarría, Barsi, Santa Rosa, Huinco, Refinería Zinc (Cajamarquilla), Los Industriales, Balnearios, San Juan, Chilca REP, Chilca Nueva, La Planicie, Poroma y Ocoña, los cuales se presentan en el gráfico denominado:

Costa Centro

Area 3 – Centro 1:

Se extiende a las SE de 220 kV e instalaciones contiguas: Cantera, Desierto, Independencia, Ica, Marcona, Aceros Arequipa, Callahuanca 1 (EDEGEL), Callahuanca 2 (REP), Matucana, Pachachaca, Pomacocha, Oroya Nueva, Yanango, Chimay, Huayucachi, Campo Armiño, Huancavelica, Cotaruse. Los cuales se presentan en el gráfico denominado:

Sierra Centro 1

Area 4 – Centro 2:

Abarca las SE de 220 kV: Conococha, Vizcarra, Antamina, Carhuamayo Nueva, Yuncán, Paragsha 2, Oroya Nueva, Aguaytia, Tingo María e instalaciones aguas abajo. Los cuales se presentan en el gráfico denominado:

Sierra Centro 2

Area 5 – Sur Oeste:

Comprende las SE de 500 kV, 220 kV y 138 kV que se enuncian a continuación, así como también se incluyen las redes eléctricas contiguas: Socabaya, Cerro Verde, Cyprus, Repartición, Mollendo, Majes, Camaná, Chilina, Santuario, Montalvo, Moquegua, Los Heroes, Botiflaca, Toquepala, Aricota, Mill Site, Lixiviación, Quebrada Honda, Aricota, Ilo-Eletrosur, Refinería Ilo, Ilo 3, Ilo 2 e Ilo 1. Los cuales se presentan en el gráfico denominado:

Costa Sur

Area 6 – Sur Este:

Está definida por las siguientes SE de 220 kV y 138 kV: Callalli, Tintaya, Combapata, Ayaviri, Quencoro, Dolorespata, Cachimayo, Machupichu, Abancay, Puno, Juliaca, Azángaro, San Rafael, San Gaban, Mazuco y Puerto Maldonado. El Área 6 también incorpora las redes asociadas a las mencionadas SE. Los cuales se presentan en el gráfico denominado:

Sierra Sur

5.2 Escenarios de análisis

La siguiente tabla contiene un listado de los escenarios modelados para el estudio de la coordinación de las protecciones del SEIN. Para los cuales se indica la nomenclatura utilizada en su identificación y la información más relevante que caracteriza cada uno de los flujos de potencia.



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Tabla N°5.2.1: Escenarios Modelados

NOMENCLATURA AÑO PERIODO

HIDROLOGICO BLOQUES DE

DEMANDA

AVE2014MAX

2014

AVENIDA

MAXIMA

AVE2014MED MEDIA

AVE2014MIN MÍNIMA

EST2014MAX

ESTIAJE

MAXIMA

EST2014MED MEDIA

EST2014MIN MÍNIMA

Los bloques de demanda corresponden a la asignación ordenada de horas diarias y semanales según la discretización que se presenta en la Tabla N°5.2.2 y en la Tabla N°5.2.3.

Tabla N°5.2.2: Discretización diaria de los bloques de carga

Bloque de Carga Días laborables [horas diarias]

Domingos y Feriados [horas diarias]

Máxima o Punta De 18 a 23 -

Media De 08 a 18 De 08 a 23

Mínima o Base De 23 a 08 De 23 a 08

Tabla N°5.2.3: Discretización semanal de los bloques de carga

Bloque de Máxima Bloque de Media Bloque de Mínima

30 horas 75 horas 63 horas

5.3 Definición del despacho de generación

En cuanto al despacho de generación, el sistema es predominantemente termoeléctrico. Dicho despacho obedece a dos períodos hidrológicos bien definidos:

Período de lluvias o de avenida durante los meses de noviembre y abril, donde se establece al mes de febrero como el mes representativo de este periodo.

Período de estiaje o de pocas lluvias acaecido entre mayo y octubre, donde se establece al mes de agosto como el mes representativo de este periodo.

Durante el período de avenida, todas las centrales hidráulicas tienen agua suficiente para generar más energía que en el estiaje y muchas veces a plena carga todo el día. Se observa que los despachos correspondientes a este período tienden a maximizar la captación de energía hidroeléctrica, por lo que se restringe el despacho de las centrales térmicas, inclusive recurriendo a la salida de servicio de algunas de ellas.

El nivel de generación hidroeléctrica disminuye sensiblemente durante el período de estiaje, principalmente en las horas de demanda media y los requerimientos de abastecimientos son cubiertos por potencia térmica, por lo cual hay más capacidad de generación reactiva en aquellas plantas que están cerca de las cargas, derivando en una mejora de los perfiles de tensiones.

Para el despacho del sistema de generación para el año 2014 se toma en cuenta las siguientes consideraciones:



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Los despachos de las centrales de generación existentes del SEIN, para los escenarios hidrológicos y condiciones de demanda considerados en el año 2014, tienen como base el despacho del parque generador del SEIN, establecida para el año 2014 en el archivo *.pfd proporcionado por el organismo operador (COES-SINAC).

Para los generadores síncronos se consideran sus respectivas curvas de capabilidad, la generación de potencia activa y reactiva en los respectivos despachos se mantienen dentro del diagrama de capacidad de cada unidad generadora.

Las barras a las cuales se conectan los generadores de las pequeñas centrales hidroeléctricas, generadores de emergencia y generadores de las centrales RER (Eólicas y Solares) se consideran como barras PQ es decir los generadores operan con factor de potencia constante.

La operación de las centrales solares sólo se consideran en la condición de media demanda.

En el siguiente cuadro se presenta la generación total del SEIN considerado para el año 2014:

Tabla N°5.3.1: Generación total del SEIN (MW) – Año 2014

2014 - Avenida 2014 - Estiaje

Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima

Hidroeléctricas 2665.95 2666.05 2473.33 2388.49 2313.51 1366.27

Termoeléctricas 3005.16 2718.84 1299.31 3296.22 3135.71 2447.51

Hidroeléctricas RER 238.59 229.33 196.37 205.35 206.01 169.05

Biomasa 28.22 28.22 28.22 31.05 34.52 27.40

Eólico 0.00 0.00 0.00 143.60 65.13 65.13

Solar 0.00 52.26 0.00 0.00 47.20 0.00

Generación Total 5937.91 5694.70 3997.23 6064.70 5802.07 4075.36

Demanda 5598.43 5390.69 3769.75 5744.50 5517.03 3860.75

Perdidas 335.29 299.80 223.29 316.01 280.83 210.45

Generación/Carga 1.061 1.056 1.060 1.056 1.052 1.056

Capacidad Instalada 7327.95 7247.21 5091.12 7513.31 7449.04 6023.77

Reserva Fría 1390.04 1152.50 1093.89 1448.62 1646.97 1948.41

Si bien es cierto que el parque de generación del SEIN es predominantemente hidrotérmico, en los siguientes gráficos se presentan la proporción de generación térmica, hidráulica, eólica, solar y biomasa en los escenarios de análisis, de acuerdo a la base de datos del SEIN implementada en el programa de simulación Power Factory DIGSILENT.



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Proporción de Despacho Hidrotérmico - Año 2014

45%

51%

4%

0% 0% 0%

Generacion SEIN - MXAVE14

HIDROELECTRICAS

TERMOELECTRICAS

HIDROELECTRICAS RER

BIOMASA

EOLICO

SOLAR

47%

48%

4%

0% 0%1%

Generacion SEIN - MDAVE14

HIDROELECTRICAS

TERMOELECTRICAS

HIDROELECTRICAS RER

BIOMASA

EOLICO

SOLAR

62%

32%

5%

1%

0%

0%

Generacion SEIN - MNAVE14

HIDROELECTRICAS

TERMOELECTRICAS

HIDROELECTRICAS RER

BIOMASA

EOLICO

SOLAR

39%

54%

4% 1%

2%

0%

Generacion SEIN - MXEST14

HIDROELECTRICAS

TERMOELECTRICAS

HIDROELECTRICAS RER

BIOMASA

EOLICO

SOLAR

40%

54%

3%

1%1%

1%

Generacion SEIN - MDEST14

HIDROELECTRICAS

TERMOELECTRICAS

HIDROELECTRICAS RER

BIOMASA

EOLICO

SOLAR

33%

60%

4%

1%

2%

0%

Generacion SEIN - MNEST14

HIDROELECTRICAS

TERMOELECTRICAS

HIDROELECTRICAS RER

BIOMASA

EOLICO

SOLAR



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6. METODOLOGÍA

A continuación, se describe la metodología empleada en el análisis de estado estacionario, tanto para condiciones normales de operación como para aquellas situaciones derivadas de la ocurrencia de una perturbación.

6.1 ANÁLISIS DE ESTADO ESTACIONARIO

A efectos de observar las tensiones en las barras, la distribución de los flujos de potencia activa y reactiva a través de la red y las pérdidas de potencia, se simulan flujos de carga contemplando condiciones normales de operación para los escenarios de demanda máxima, media y mínima. Cabe destacar que se amplió la muestra de escenarios considerando adicionalmente dos condiciones hidrológicas promedio (período de avenida y período de estiaje).

7. CRITERIOS

En primer término se detallan aquellos documentos consultados para extraer los criterios de base utilizados en el análisis y evaluación de los resultados de los flujos de potencia del SEIN:

Procedimiento No. 9 del COES: Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional.

Procedimiento No. 22 del COES: Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional.

Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTOTR).

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE).

7.1 NIVELES DE TENSION

La conjunción de la información antes mencionada determinó que para evaluar los resultados de los flujos de potencia, independientemente de la potencia transmitida, se considerara como criterio de calidad y confiabilidad que las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega de energía, en todos los niveles de tensión, son hasta del ±5% de las tensiones nominales de tales puntos.

De todas formas es necesario aclarar que el límite utilizado no se ha podido alcanzar en todos los nodos, debido a que existen condiciones operativas particulares que impiden establecer un criterio uniforme de operación para todo el SEIN. Por ejemplo, existen sistemas en los cuales se operan en forma normal con tensiones fuera de los valores nominales (ejemplo: Zona de Electroandes).

Por lo tanto, el rango ±5%, es utilizado siempre y cuando se den las condiciones para lograrlo. A continuación se describen algunas de las excepciones:

Para la zona de Mantaro la tensión en barras del sistema de transmisión, para toda condición de operación, no debe ser inferior al 95%, ni superior a 105% de la tensión de operación establecido en 230kV.

Para la zona de Lima la tensión en barras del sistema de transmisión no debe ser inferior al 97.5%, ni superior a 102.5% de la tensión de operación definida en 210kV.



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Para el sistema de transmisión en 500 kV, en condiciones normales las tensiones deben estar comprendidos entre el 95% y el 105% y en condiciones de contingencia las tensiones deben estar comprendidos entre el 90% y el 110%.

Para barras del sistema sujetas a control de compesadores estáticos de potencia reactiva (SVC) se establece una variación de tensión de ±2% de la tensión nominal en contingencias, a fin de no someter al SVC a sobrecargas críticas.

7.2 DESPACHO DE REACTIVOS

En aquellos casos en que la utilización de los equipos de compensación reactiva no resultara efectiva y/o suficiente para controlar adecuadamente los niveles de tensión, se recurre a un aprovechamiento máximo de las reservas de potencia reactiva de las unidades de generación de una zona o área del sistema.

Todos los escenarios desarrollados se han ajustado utilizando los recursos de control de reactivos por parte de los generadores y los TAP automáticos bajo carga.

7.3 CARGA DE LÍNEAS Y TRANSFORMADORES

La evaluación de los límites de carga de líneas y transformadores en los distintos escenarios tiene en cuenta el siguiente criterio:

Líneas de transmisión: 100% de su potencia nominal en MVA.

Transformadores de potencia: 100% de su potencia nominal en MVA.

8. ANALISIS DE LOS RESULTADOS

Dado lo extenso que puede resultar el análisis de flujo de potencia del sistema eléctrico interconectado nacional y como el objetivo del presente estudio de actualización es obtener un punto de partida para el cálculo de los niveles de corriente de cortocircuito para la posterior verificación del sistema de protecciones, se incluye resúmes y comentarios generales, a modo de conclusiones, sobre cada uno de los temas desarrollados.

En referencia a la base de datos se desea señalar que, se logró conformar un conjunto de información suficientemente consistente y adecuada para la actualización del ECP (Estudio de Coordinación de Protecciones) para el año 2014. No obstante y con el objetivo de incrementar la calidad de los datos de equipamiento se continúa con la tarea de adquisición y/o rectificación de aquellos parámetros que han sido incorporados a la versión definitiva de la base de datos como supuestos o estimados, así como también la incorporación de los datos de las nuevas instalaciones proyectadas en el horizonte de análisis.

Se encontró total coherencia entre los despachos de generación y la demanda proyectada, para los distintos escenarios, con la red del SEIN modelada.

Cabe destacar que los niveles de tensión resultantes están relacionados con las condiciones de despacho, ya que en el período de Avenida todas las centrales hidráulicas tienen agua suficiente para generar más que en el periodo de Estiaje y muchas veces a plena carga todo el día. En este período, el despacho se orienta a la máxima captación de energía hidroeléctrica, por lo que se restringe la operación de algunas plantas térmicas y algunas de ellas se ponen fuera de servicio. Dada la ubicación geográfica de la generación hidroeléctrica respecto de los centros de consumos, las caídas de tensión por algunas de las principales líneas resultan mayores.

Para las condiciones de demanda y despacho de generación considerados para el año 2014 los flujos de potencia activa por las líneas de interconexión entre los sistemas centro, norte y



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sur del SEIN, en dirección hacia el norte y sur respectivamente, se muestran en el siguiente cuadro:

L.T. de Interconexión

Potencia de Envío (MW)

Máxima Demanda Avenida

Media Demanda Avenida

Mínima Demanda Avenida

Máxima Demanda

Estiaje

Media Demanda

Estiaje

Mínima Demanda

Estiaje

CENTRO NORTE

L-2215 26.85 22.62 9.6 12.65 18.21 10.69

L-2216 26.85 22.62 9.6 12.65 18.21 10.69

L-2269 18.51 12.7 -6.37 4.14 15.48 -3.53

L-2270 18.51 12.7 -6.37 4.14 15.48 -3.53

L-5006 351.27 299.59 159.52 284.16 297.14 331.31

Total Transferencia

441.99 370.23 165.98 317.74 364.52 345.63

CENTRO SUR

L-2051 131.6 118.91 150.14 141.96 126.39 140.99

L-2052 131.6 118.91 150.14 141.96 126.39 140.99

L-5034 154.67 130.36 185.03 176.71 131.59 282.17

Total Transferencia

417.87 368.18 485.31 460.63 384.37 564.15

El sistema de transmisión en 220 kV de Lima se caracteriza por transportar grandes cantidades de flujo de potencia activa y reactiva, por el cual presenta altos niveles de carga, por lo tanto a partir de los límites térmicos de líneas y condiciones operativas reales, se recomienda en el corto plazo culminar con la ampliación de la capacidad de transmisión del corredor de transmisión Zapallal-Ventanilla-Chavarría y del corredor de transmisión Chilca REP-San Juan.

Niveles de carga en líneas de transmisión Sistema de transmisión 220 kV Lima

Escenario de Operación

Operación Normal – Año 2014

L.T. Capacidad

Avenida Estiaje Máxima

Demanda Avenida

Media Demanda Avenida

Mínima Demanda Avenida

Máxima Demanda

Estiaje

Media Demanda

Estiaje

Mínima Demanda

Estiaje

L-2242 152 82.66 93.21 40.27 100.15 99.54 50.25

L-2243 152 82.66 93.21 40.27 100.15 99.54 50.25

L-2244 189 97.26 99.06 30.70 109.23 107.80 78.90

L-2245 189 97.26 99.06 30.70 109.23 107.80 78.90

L-2246 189 93.46 95.19 29.52 109.23 103.58 75.81

L-2293 360 98.89 90.74 67.27 96.09 98.25 77.21

L-2294 350 76.11 69.84 51.76 73.96 75.63 59.42

L-2295 350 76.11 69.84 51.76 73.96 75.63 59.42

Igualmente las líneas de 138 kV Trujillo Norte-Porvenir-Trujillo Sur y Tingo María-Aucayacu-Tocache-Bellavista presentan sobrecargas en el escenario de máxima demanda, se recomienda verificar la capacidad de dichas líneas a fin de establecer los refuerzos de transmisión necesarios en el corto plazo.

En relación con el control de tensión en el sistema norte, se observa básicamente en el escenario de mínima demanda en estiaje, que al operar a baja carga las líneas de



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transmisión en 220 kV Trujillo Norte-Guadalupe-Chiclayo Oeste-Piura Oeste-Talara, todas ellas de doble terna, los perfiles de tensión en el nivel de 220 kV poseen valores superiores a los resultantes en otras áreas del SEIN, lo cual conlleva a la elevación de las tensiones de operación en el nivel de 500 kV. Por lo tanto se recomienda la implementación en el corto plazo la instalación de un reactor de barra en derivación en la subestación La Niña 220 kV.

Como corolario, se puede sintetizar que se ha cumplido con los objetivos, conformando una base de datos adecuada a los requerimientos de la actualización del ECP para el año 2014, realizando la confección y posterior análisis de los flujos de potencia. A partir de los cuales se obtuvieron valores nominales de operación, permitiendo elaborar un diagnóstico del sistema, en cuanto a su funcionamiento en estado estacionario.

Por lo tanto el presente informe constituye una herramienta de interés para analizar el funcionamiento actual del SEIN, para desarrollar tareas de planificación o para la evaluación de futuras incorporaciones al SEIN.

9. GLOSARIO DE TÉRMINOS

ECP (Estudio de Coordinación de Protecciones)

SEIN

Error! Reference source not found.: Incluye las líneas de transmisión, los equipos de transformación, conexión, protección, maniobra y equipos de compensación reactiva en las subestaciones. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01

Error! Reference source not found.

Error! Reference source not found.: Sistema Interconectado Nacional

período de avenida : Período donde en forma cíclica se producen las precipitaciones pluviométricas con cierta regularidad, las que permiten almacenar los reservorios del sistema de generación hidráulica que mayormente se produce entre los meses de noviembre y mayo del siguiente año. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01

período de estiaje: Período donde en forma cíclica se registra una disminución de precipitaciones pluviométricas y que origina la reducción de los caudales naturales, que para fines de operación del sistema hidráulico del SINAC, es posible complementarlos con un programa de descarga de reservorios. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.

NTOTR: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

NTCSE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

perturbación: Cualquier evento que altera el balance de potencia activa o reactiva del Sistema, originada por la salida forzada de uno o más de sus componentes. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC. – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.

sistema de transmisión: Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales superiores a 35 kV subestaciones y equipos asociados, destinados al transporte de



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energía eléctrica. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC. – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.

sistema de distribución: Conjunto de líneas eléctricas con tensiones nominales iguales o menores a 35 kV, subestaciones y equipos asociados, destinados a la distribución de energía eléctrica. Definición del GLOSARIO DE ABREVIATURAS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LOS PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DEL COES-SINAC. – PROCEDIMIENTO TECNICO N° 01.

10. REFERENCIAS

NTOTR: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. R.D. N° 014-2005-EM/DGE y sus modificatorias.

NTCSE: Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. D.S. 020-97-EM.

Procedimiento Técnico No. 9 del COES: Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema Interconectado Nacional. Enero de 2011.

Procedimiento Técnico No. 22 del COES: Reserva Rotante en el Sistema Interconectado Nacional. Mayo de 1996.

CONTRATO Nº 010-2013 – COES SINAC SERVICIOS DE CONSULTORÍA PARA LA ACTUALIZACION DEL ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN AÑO 2014 (AECP-2014).

Estudios de Pre-Operatividad y Operatividad de proyectos de generación, transmisión, distribución y grandes cargas de los años 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012 y 2013.

Informe de Flujos de Potencia

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