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Informe Final RETE-A3/025820 /117

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Cliente: OSINERG - Perú

Objeto: Criterios para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión

Orden: OSINERG-GART – 060-2002

Notas:

este documento no debe ser reproducido excepto integralmente y con la aprobación por escrito del CESI

N. de páginas: 117 N. de páginas anexadas: 243

Fecha de elaboración: 30 Junio 2003

Preparado: BU T&D Networks ing. Osvaldo Bertoldi, ing. Roberto Gomez Verificado: BU T&D Networks ing. Paola Bresesti Aprovado: BU T&D Networks ing. Bruno Cova


INDICE

RESUMEN EJECUTIVO .......................................................................................................................................... 5

1 OBJETO DEL ESTUDIO ................................................................................................................................ 14

2 METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO ................................................................................................... 14

3 VISIÓN GLOBAL DE LA GENERACIÓN Y EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN PERÚ................ 17

3.1 EL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA PERUANO .............................................................................. 17 3.2 LA TENDENCIA DE EVOLUCIÓN ................................................................................................... 20

4 METODOLOGÍAS DE PLANIFICACIÓN DE LA LA RED ...................................................................... 22

4.1 IDENTIFICACIÓN DE LOS PRINCIPIOS Y OBJETIVOS DE LA TRANSMISIÓN SEGÚN LA “LCE” ........ 22 4.2 GENERALIDADES EN LA PLANIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN....................................... 26

4.2.1 Horizontes temporales de la planificación........................................................................................27 4.2.1.1 Ejemplos de evolución del horizonte temporal a largo plazo. ...................................................................... 28

4.2.2 Niveles Jerárquicos de la Red de Alta Tensión .................................................................................29 4.2.3 Coordinación de la planificación de la red de transmisión. .............................................................30

4.3 METODOLOGÍA Y CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN DEL SEIN PARA UN ÚNICO ESCENARIO......... 31 4.3.1 Planificación a Largo Plazo .............................................................................................................32

4.3.1.1 Variables para la Planificación a Largo Plazo ............................................................................................ 33 4.3.1.2 Alternativas básicas para la expansión en la red de transmisión................................................................. 34

4.3.1.2.1 Formulación general del problema.................................................................................................... 34 4.3.1.2.2 Fiabilidad y Riesgo en la red de Transmisión .................................................................................... 36 4.3.1.2.3 El procedimiento de planificación a largo plazo ................................................................................ 37

4.3.1.3 Método Probabilístico contra Método Determinístico ................................................................................. 41 4.3.2 Planificación a Mediano y Corto Plazo ............................................................................................42

4.3.2.1 Estabilidad Transitoria................................................................................................................................. 47 4.3.2.2 Estabilidad de Tensión ................................................................................................................................. 48 4.3.2.3 Plan de Defensa............................................................................................................................................ 48 4.3.2.4 Estabilidad de Estado Estacionario.............................................................................................................. 48

4.3.3 Comentarios Generales sobre la Planificación a Mediano y Corto Plazo .......................................49 4.3.4 Síntesis de la metodología para escenario único ..............................................................................50

4.4 METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN PARA ESCENARIOS MÚLTIPLES............................................ 51 4.4.1 Determinación de los factores de incertidumbre y posibles escenarios futuros ...............................52 4.4.2 Selección de la estrategia de expansión............................................................................................53 4.4.3 Criterio de costo esperado ................................................................................................................53 4.4.4 Criterio de costo de oportunidad máximo.........................................................................................54 4.4.5 Criterio de Hurvicz ...........................................................................................................................55 4.4.6 Comentarios sobre los métodos de escenarios múltiples ..................................................................56 4.4.7 Áreas de estabilidad de la solución...................................................................................................57

4.5 PLANIFICACIÓN DE LAS INTERCONEXIONES ENTRE SISTEMAS DE POTENCIA .............................. 58 5 CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN DE LA RED........................................................................................ 60

5.1 DEFINICIONES Y TERMINOLOGÍA................................................................................................. 60 5.2 APLICACIONES AL SISTEMA PERUANO........................................................................................ 60

5.2.1 Criterios Operativos..........................................................................................................................60 5.2.2 Criterios determinísticos de fiabilidad..............................................................................................63 5.2.3 Criterios probabilísticos de fiabilidad ..............................................................................................65 5.2.4 Ajuste de los criterios de planificación .............................................................................................66

6 BASE DE DATOS DEL SEIN.......................................................................................................................... 67

6.1 DATOS NECESARIOS PARA LOS ESTUDIOS DE PLANIFICACIÓN .................................................... 67 6.2 RECOMENDACIONES SOBRE LA BASES DE DATOS........................................................................ 68

7 APLICACIÓN DE LOS CRITERIOS DETERMINÍSTICOS A LA RED DEL SEIN .............................. 69

7.1 ESTIMACIÓN DE LOS CRITERIOS QUE SATISFACE EL SEIN .......................................................... 69


7.2 EJEMPLOS DE SIMULACIONES EN CONDICIONES N Y N-1 DE LA RED.......................................... 71 7.2.1 Escenarios de Referencia – Características Principales ..................................................................73 7.2.2 Simulaciones en configuración N de red...........................................................................................78

7.2.2.1 Estiaje 03 Demanda Máxima........................................................................................................................ 78 7.2.2.2 Escenario Avenida 03 Demanda Máxima..................................................................................................... 79 7.2.2.3 Escenario de Demanda Máxima con FS de Mantaro y Restitución - Atípico ............................................... 80 7.2.2.4 Verificación de la distancia en MVAr al colapso de Tensión ....................................................................... 81

7.2.3 Simulaciones en configuración N-1 de red .......................................................................................82 7.2.3.1 Solución de las Contingencias con el método completo en AC..................................................................... 83 7.2.3.2 Verificación de las simulaciones sobre un escenario mínimamente modificado .......................................... 84 7.2.3.3 Solución de las Contingencias con el método simplificado en DC ............................................................... 86

7.2.4 Conclusiones sobre la aplicación de la metodología determinística ................................................88

8 PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PROBABILÍSTICA................................................................. 89

8.1 IMPLICACIONES DE UNA ESTRUCTURA DE RED PREVALENTEMENTE RADIAL ............................. 89 8.2 MODELO DEL SISTEMA................................................................................................................ 90 8.3 ÍNDICES OBTENIDOS CON EL ANÁLISIS PROBABILÍSTICO Y SU CORRELACIÓN CON LOS CRITERIOS OPERATIVOS ......................................................................................................................................... 90 8.4 PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA EL DESARROLLO DEL ANÁLISIS PROBABILÍSTICO ............... 91

8.4.1 Fase 1: Análisis a “red segura” para la identificación de las restricciones estructurales de la red91 8.4.2 Fase 2: Análisis de las restricciones adicionales por fallas permanentes de red .............................92

8.5 INDICACIONES PARA LA APLICACIÓN DEL CRITERIO N-1 EN LA PLANIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN DEL SEIN....................................................................................................................... 92 8.6 INDICACIONES SOBRE LA PRIORIDAD DE LOS REFUERZOS DE RED .............................................. 93

9 ESPECIFICACIÓN DEL PLAN PARA DETERMINAR EL STEA........................................................... 95

9.1 ESBOZO DEL PLAN PARA DETERMINAR EL STEA........................................................................ 95 9.2 BASE DE DATOS Y NECESIDAD DE MEDICIONES........................................................................... 97 9.3 ESQUEMA DE TÉRMINOS DE REFERENCIA.................................................................................... 97 9.4 HERRAMIENTAS SOFTWARE NECESARIAS ................................................................................... 98

10 CONCLUSIONES ............................................................................................................................................ 99

11 REFERENCIAS ............................................................................................................................................. 102

ANEXO A – ANALISIS DE FIABILIDAD CON CRITERIO PROBABILISTICO........................................ 104

A.1 INTRODUCCIÓN............................................................................................................................................ 104

A. 2 DEFINICIÓN DE ÍNDICE DE RIESGO – HIPÓTESIS GENERAL Y ORGANIZACIÓN DE LOS CÁLCULOS DE FIABILIDAD............................................................................................................................. 104

ÍNDICES DE RIESGO............................................................................................................................. 104 HIPÓTESIS GENERALES........................................................................................................................ 105 ORGANIZACIÓN DE UN CÁLCULO DE FIABILIDAD ............................................................................... 105

A.3 BREVE DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA ............................................................................................... 106

A.4 METODOLOGÍA ............................................................................................................................................ 107

LA SIMULACIÓN MONTECARLO .......................................................................................................... 107 MODELO DE ÁREA .............................................................................................................................. 108 MODELO DE CARGA ............................................................................................................................ 108 MODELO DE PRODUCCIÓN NO DESPACHABLE..................................................................................... 108 DEFINICIÓN DE LOS OBJETIVOS SEMANALES DE LAS UNIDADES ........................................................ 109 CÁLCULO DEL DESPACHO HORARIO ÓPTIMO ...................................................................................... 109 CÁLCULO DE RE-DESPACHO ............................................................................................................... 109 ALIVIO DE CARGA............................................................................................................................... 110

Generación disponible insuficiente.................................................................................................................110 Interconexión insuficiente entre Áreas............................................................................................................110


Sobrecarga de red...........................................................................................................................................110 Separación de la red .......................................................................................................................................111

A.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO ....................................................................... 115

A.6 RESULTADOS ENTREGADOS.................................................................................................................... 116

A.7 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................................. 117

ANEXO B - PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZO -FASE 1: DECISIONES

ESTRATÉGICAS ANEXO C - - DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE RED COMPLETO DEL SEIN

ANEXO C1B - RESPUESTA DE LOS MODELOS STANDARD DE LOS GENERADORES SINCRONICOS

ANEXO D - DESCRIPCIÓN DEL FORMATO PARA LA RECOPILACIÓN Y EL

INTERCAMBIO DE LOS DATOS ANEXO E – BASE DE DATOS DEL SEIN

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RESUMEN EJECUTIVO

1. Objetivo

El objetivo de este estudio constituye el establecimiento de los criterios objetivos y la metodología para la determinación del Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado (STEA).

2. Coordinación del Proceso de Planificación y Entidad encargada de la Planificación

En consideración que:

a) El proceso de liberalización que, de manera más o menos profunda, ha concernido o está concerniendo a la industria eléctrica a nivel mundial, ha tenido entre sus objetivos el de abrir la competencia en los segmentos de la Generación y de la Distribución, pero no en el de la Transmisión de la energía;

b) En el interior de este esquema conceptual, el sistema de Transmisión mantiene su carácter de “monopolio natural” como infraestructura necesaria para el correcto funcionamiento del mercado, al cual los operadores de los otros dos segmentos tienen la posibilidad de acceso de tipo reglamentado o, en algunos casos, contratado;

c) El desarrollo de estas infraestructuras debe por lo tanto aparecer de manera de:

• No crear duplicaciones o sobreposiciones antieconómicas de inversiones,

• No obstaculizar la racional utilización de los recursos eléctricos del País,

• No establecer límites a las transacciones resultantes de los mecanismos del mercado, sean ellos la Bolsa Eléctrica Mayorista o a los Contratos Bilaterales de mediano-largo plazo,

el Consultor sugiere que también en el Perú todas las actividades de planificación del sistema nacional de transmisión EHV (eje troncal en 220-138kV) sean coordinadas bajo la responsabilidad de un Organismo “Independiente”. La Independencia significa que dicho Organismo no puede ser un Agente del Mercado Eléctrico Mayorista ni del lado de la Oferta ni del lado de la demanda. Desde el punto de vista jurídico-institucional dicho Organismo podrá ser una Sociedad coparticipada de manera equilibrada por los Operadores del mercado eléctrico, o controlado por el Estado, pero desvinculada del Gobierno de manera tal de asegurar el nivel máximo de la independencia.

3. Niveles Jerárquicos de la Red de Trasmisión

En consideración de la estructura del sistema de transmisión peruano se sugiere un desacoplamiento en los dos niveles jerárquicos que se enumeran a continuación para permitir la realización de una planificación descentralizada, en el ámbito regional para redes de niveles de tensión entre 69 y 50kV, aunque con una coordinación global para el nivel de tensión extra alta (EHV):

a) Primer nivel jerárquico a tensión extra alta (EHV) (220-138 kV), que consiste en el eje troncal del sistema de transmisión peruano;


b) segundo nivel jerárquico a alta tensión (69-50 kV), que consiste en los sistemas de transmisión regionales, de los cuales el más importante es el de Lima. Los sistemas de transmisión regionales pueden tener una estructura interconectada, y para poder realizar una modelización adecuada de la interfaz entre los dos niveles jerárquicos, el planificador deberá recurrir a módulos computacionales para “cálculos equivalentes de la red”.

4. Horizontes temporales de Planificación y finalidades

Se sugiere una segmentación de los horizontes temporales de planificación como sigue:

- planificación de largo plazo: 10 años;

- planificación de mediano y corto plazo: 3-5 años.

La finalidad de la planificación a largo plazo consiste en:

♦ seleccionar las opciones de base, como los posibles corredores de desarrollo de la red, los niveles de tensión, la tecnología de transmisión (es decir CA o CC) y el criterio de diseño de los componentes y de las subestaciones;

♦ evaluar la necesidad de refuerzos en la red de transmisión e identificar la ubicación y el dimensionamiento de nuevas líneas y subestaciones de transformación asegurando el mínimo del costo total, es decir “costo de capital + costos de operación + costos de riesgo” y el respeto del criterio de riesgo máximo adoptado.

La finalidad de la planificación de mediano y corto plazo es aquella de identificar el plan definitivo de desarrollo que garantice los criterios determinísticos de fiabilidad adoptados.

5. Criterios operativos y de desempeño mínimo

Para la definición de los criterios de planificación aplicables al Perú ha sido necesario reexaminar los criterios operativos previstos por la NTOTR. De tal examen ha emergido que actualmente los criterios operativos y de calidad establecidos resultan para algunos aspectos particularmente exigentes (p.ej. los limites de tensión), lo que lleva en una gran cantidad de casos en tener que clasificar el estado de funcionamiento del SEIN en condición de “alerta” y en varios casos hasta de “emergencia”. Por lo tanto, el Consultor sugiere la adopción de los siguientes criterios operativos mínimos cuyo respeto deberá ser garantizado en fase de verificación de los criterios determinísticos de fiabilidad, en régimen permanente y en condiciones dinámicas. Los criterios aquí propuestos deberan ser ulteriormente afinados a través de un estudio de planificación aplicado al SEIN. Tensión:

• Estado Normal: Se debe mantener un nivel de tensión en todos los nodos del SISTEMA DE TRANSPORTE comprendido entre 0.95 y 1.05 por unidad en las barras de 220, 138, 69, 60 y 50 kV

• Estado de Emergencia: Se debe mantener un nivel de tensión comprendido entre • 0.90 y 1.10 por unidad en todos los nodos con tensión de 220 kV • 0.90 y 1.05 por unidad en todos los nodos con tensión igual o menor de 138 kV.


Frecuencia: • Comprendida entre 59.64 y 60.36 Hz (variación máxima ± 0.6%) en condiciones

normales

• Comprendida entre 59.0 y 61.0 Hz en régimen luego de una falla de red o de grupo Nota: los valores mencionados son coherentes con los resultados de estudios detallados realizados por el COES en el ámbito de la definición de los planes rechazo de carga. Máxima sobrecarga en condiciones N-1 de red:

• Líneas: 1.2 en p.u. del valor máximo en condiciones normales • Transformadores: 1.3 en p.u. del valor máximo en condiciones normales.

Nota: estas sobrecargas son aceptadas por un límite de tiempo 20 min en el caso de las líneas. Para los transformadores, el tiempo límite de sobrecarga depende de las características del sistema de refrigeración.

Factor de potencia de la carga

• Se recomienda un factor mínimo de potencia de la carga equivalente en las barras EHV y HV igual a 0.9

Fallas Aceptables El sistema tendrá que soportar, sin perder la estabilidad de su funcionamiento, por lo menos la siguiente secuencia de fallas y maniobras:

• Falla Monofásica – apertura a los 100 ms – recierre no exitoso (a los 300-500 ms) – apertura definitiva trifásica.

Se debe resaltar que los límites mencionados se deben considerar como valores iniciales de referencia para el desarrollo del proceso de planificación. La validez, sobre el perfil técnico-económico, podrá ser objeto de verificaciones, y si fuera necesario, se deberá proceder a su afinamiento. Subrayamos que el proceso de ajuste es de tipo iteractivo estando necesariamente basado en los resultados de estudios aplicados al SEIN.

Además el Consultor propone que, por medio de adecuados estudios, sean definidos los siguientes Criterios de Desempeño Mínimo, de los cuales se señalan a continuación algunas indicaciones de carácter preliminar:

• Límites de trasferencia de potencia (y por lo tanto límites de ángulos) entre las Áreas para evitar fenómenos de oscilaciones no amortiguadas; - indicación: el objetivo a lograr es aquel de aprovechar del total de la capacidad de los corredores inter-área. Dicho objetivo puede ser logrado de forma “incremental” a partir de los limites de trasferencia de potencia a evaluar a través de un estudio dedicado. Dicho estudio tiene que basarse sobre evaluaciones de tipo dinámico. En una primera fase se definirá cual puede ser el limite de potencia máximo admitido una vez que se haya garantizado la estabilidad del sistema frente a disturbios de pequeña entidad (estabilidad a las pequeñas oscilaciones o steady-state stability). A partir de los valores así definidos se evaluaran los limites admitidos que permitan hacer frente también a eventos de grande entidad (estabilidad a las grandes oscilaciones). Este ultimo análisis no tiene que ser


limitado a la estabilidad transitoria, sino tiene que examinar también la estabilidad de la tensión a través de simulaciones de larga duración (que pueden superar el minuto). Para poder garantizar con la necesaria precisión los valores limites de transferencia de potencia, se sugiere proceder a un análisis de tipo paramétrico a partir de las condiciones más criticas de red (p.ej. carga pico con diferentes despachos) de manera de aumentar progresivamente los flujos de potencia inter.-área hasta alcanzar el limite de estabilidad tras eventos de grande entidad (p.ej. apertura de línea luego de una falla o salida de un grupo).

• Márgenes de potencia reactiva en cada una de las áreas, para evitar el colapso de las tensiones en caso de pérdida de grupo en la misma área; - indicación: cada uno de los grupos debe garantizar un margen de reserva tal que frente al fuera de servicio de una unidad, las demás unidades de la región permitan hacer frente al déficit (caso de sobreexcitación) o surplus (caso de subexcitación) de reactivo1

• Disponibilidad de márgenes de potencia activa en cada una de las Áreas para consentir, en caso de su funcionamiento en isla luego de una falla de red, el ejercicio, también con carga reducida, y la sucesiva re sincronización y recuperación de la carga; - indicación: el sistema en su totalidad tiene que tener una reserva rotante en grado de hacer frente al disparo del grupo más grande en servicio. Sin embargo, la distribución de la reserva entre las áreas está relacionada con los limites de transferencia de potencia de manera de no superar dichos limites más allá de un dado intervalo en condiciones transitorias.

6. Metodología y criterios de fiabilidad

La metodología de planificación propuesta para la red del SEIN se basa en una mezcla de criterios de fiabilidad probabilísticos y determinísticos. Esta propuesta se sustenta, además de la experiencia del Consultor, también en una serie de simulaciones efectuadas sobre el sistema peruano en la situación actual que han evidenciado la insuficiencia de criterios puramente determinísticos para la determinación del STEA.

Para el criterio de fiabilidad probabilística se sugiere la adopción de un índice basado sobre el Riesgo de Energía No Suministrada.

Criterios probabilísticos: Para el Índice de Riesgo Energía No Suministrada (EENS) un valor limite superior igual a: 1*10-4 pu de la demanda anual. Para el costo unitario del riesgo un valor de 2$/kWh.

Tales valores se deben considerar para la planificación aplicada al sistema troncal (220-138 kV). Para la planificación de las redes locales (<138 kV), los valores límite arriba citados deben ser proporcionados al nivel de:

- Desarrollo económico de la región pertinente y a la importancia de la provisión de la energía eléctrica;

- Riesgo actual de manera de definir un trend de mejora económicamente aceptable. Se hace notar que normalmente se calculan otros índices de riesgo juntos al EENS, tales

como, por ejemplo:

1 En consideración de la estructura radial del SEIN, el criterio sugerido tiene el objetivo de minimizare el transporte inter-área de reactivo.


- LOLP (Loss Of Load Probability) para las situaciones de pico anual o pico semanal de la

demanda; - LOLE (Loss Of Load Expectation) expresado en número de días o de horas del año en los

cuales no es posible alimentar la totalidad de la carga.

Sin embargo el Consultor no recomienda utilizar tales índices como criterio para la definición de los refuerzos de red principalmente para los siguientes dos motivos: - es mucho más difícil asociar un Costo respecto al caso de la EENS - se trata de índices normalmente utilizados para la planificación del solo sistema de

generación. Otros índices tales como la frecuencia y la duración de los alivios de carga son

principalmente utilizados en la planificación de los sistemas de distribución.


Criterios Determinísticos:

Condiciones de Red

Separación de red (si/no)

Condiciones de operación aceptables

Condiciones Normales de Estado Permanente

No

Componentes de red (líneas y transformadores) y perfil de tensión dentro de límites de “estados normales”.

Generadores dentro de los límites de capability con márgenes predefinidos

No

Sistema preventivo seguro: post falla carga o componentes de red y perfil de tensión dentro de límites de “estado de alerta”.

Generadores dentro de los límites de capability (*)

Contingencia Única

Estado Permanente

Si

Mínima cantidad de alivio de carga sobre la base de desbalance carga/generación.

Balanceo de generación y absorción de reactivo.

No

Sistema dinámicamente estable frente a:

- Transitorios electromecánicos (estabilidad transitoria);

- Colapso de tensión;

- Oscilaciones inter-áreas (estabilidad estática)

Contingencia Única

Condiciones Dinámicas

Si Equilibrio generación/carga mediante alivio de carga o desconexión automática de generación

Criterio Determinístico de Fiabilidad

Contingencias Extremas (dobles o múltiples)

Cualquier caso

Prevención de eventos incontrolados en cascada y alivio de carga incontrolado mediante la activación de planes de defensa

(*) Actualmente este requisito se cumple desde el punto de vista de la “seguridad estática” en la áreas Norte, Centro-Sierra y Sur, pero no en el Centro-Costa (Lima). El objetivo propuesto por el Consultor para la planificación de la red es la de tener un sistema de “prevención segura” en todas las áreas del SEIN.


7. Plan para la determinación del STEA

Coherentemente con la metodología de planificación basada en el uso de criterios probabilísticos y determinísticos, se sugiere un Plan para la determinación del STEA subdividido en los siguientes pasos:

A) Planificación de Largo Plazo - Fase 1: decisiones estratégicas: selección de los corredores de transmisión, niveles

de tensión, tamaño de las instalaciones. En esta fase el grado de fiabilidad de la red es aquel garantizado por la adopción de un apropiado criterio determinístico, por ejemplo N y N-1 selectivo, a definirse sobre la base de la estructura inicial de la red y al nivel de continuidad del servicio requerida.

- Fase 2: optimización de la expansión desarrollada recurriendo a un método probabilístico con el objetivo de definir refuerzos de red de manera de minimizar una función objetivo que incluye el costo anual de nuevas inversiones, el costo del riesgo y el costo del combustible de manera de satisfacer el criterio de fiabilidad estática basado sobre el conseguir un índice EENS < 10-4 p.u. de la demanda anual del sistema (MWh / año)

B) Planificación de Mediano y Corto Plazo

La planificación a mediano y corto plazo se basa en los resultados obtenidos de la primera “capa” y se centra en las actividades denominadas de “comprobación de rendimientos”. Se trata de análisis de sistemas de alimentación eléctrica muy familiares que informarán al planificador acerca de la posibilidad de que aparezcan problemas de naturaleza específica que deban resolverse antes de seleccionar y consolidar las alternativas de transmisión con la lista de inversiones correspondiente.

Los análisis deber estar basados sobre criterios determinísticos de fiabilidad estática y dinámica arriba mencionados. En particular se procederá según las siguientes etapas:

1. Análisis de flujos de carga en condiciones de red intacta y en presencia de falla de un

componente. Estos análisis tienen el objetivo de evaluar la seguridad estática del sistema con la estructura de red definida en la planificación a largo plazo. Con esta finalidad se necesitan aplicar las pruebas a situaciones extremas de funcionamiento de la red. Para el caso del SEIN se considera indispensable examinar como mínimo las siguientes situaciones de operación:

- Condición de Avenida: mínima carga - Condición de Avenida: máxima carga - Condición de Estiaje: mínima carga - Condición de Estiaje: máxima carga - Condición de funcionamiento atípico con el fuera de servicio de importantes

infraestructuras de la red. Entre estás se sugiere de considerar como mínimo la condición de demanda máxima con fuera de servicio de Mantaro y Restitución. Para todas las condiciones se procederá a examinare los márgenes de seguridad (security assessment) tanto en términos de condiciones de carga de las líneas y de transformadores de interconexión, como en términos de márgenes de reactivo (distancia del colapso de tensión). En caso de márgenes insuficientes, se procederá a la fase de security enhancement según lo indicado en las pruebas sucesivas.

2. Optimización de las instalaciones de compensación de reactivo de manera de garantizar adecuados márgenes en cada región. La Función Objetivo a ser utilizada es aquella basada en la inversión mínima. Las restricciones a utilizar son aquellos consiguientes a los criterios operativos y de desempeño mínimo ante ilustrados.


También en la fase de optimización de los recursos reactivos hará falta considerar todas las condiciones operativas de red consideradas “extremas”;

3. Evaluación de nuevos niveles de cortocircuito en la red al fin de verificar la validez del poder de cierre y apertura de los interruptores; Siendo el objetivo de estos análisis la evaluación de la compatibilidad de los desempeños de los interruptores ante los nuevos niveles de corto circuito, se tendrá que hacer referencia a las situaciones de máxima cantidad de generadores en servicio y de máximo nivel de mallado de la red. Con esta finalidad se procede normalmente haciendo referencia a los estándares internacionales de calculo de corto circuito como por ejemplo, las normas IEC-909.

4. Análisis dinámico para verificar la estabilidad transitoria y de tensión de manera de definir los planes de coordinación de las protecciones y de control del reactivo (por ejemplo acción de los transformadores con variadores bajo carga). Dichos análisis tienen que aplicarse a las situaciones de red examinadas en el punto 1 y sucesivamente optimizadas en el punto 2 (optimal Var compensation). El sistema deberá estar en condiciones de por lo menos hacer frente a las condiciones mínimas de falla definidas en los criterios operativos y de desempeño mínimo. Los análisis tendran que recurrir a simulaciones en el tiempo que duren varios segundos (también mas allá de un minuto) con el objetivo de poder detectar fenómenos “lentos” de evolución del sistema (p.ej. inestabilidad de la tensión). Los resultados de las simulaciones permitirán minimizar las restricciones operativas identificando adecuados controles o esquemas de protección.

5. Evaluación de las oscilaciones inter-áreas (estabilidad permanente) para la definición de la localización optima de los PSS y su ajuste. El análisis se tiene que desarrollar cada vez que se tenga un cambio estructural en la red. Las pruebas serán aplicadas a las condiciones extremas de funcionamiento de la red y el enfoque sugerido es del tipo “mixto”, es decir análisis modal acompañada sucesivamente por verificaciones a través de simulaciones en el dominio del tiempo;

6. Definición de planes de defensa frente a contingencias extremas. En este caso se examinan contingencias que andan mas allá de lo aceptado en los criterios de desempeño mínimo (p.ej. falla de barra con apertura de todos los alimentadores, fallas dobles contemporáneas) con el objetivo de identificar los esquemas de control centralizados o de protecciones que permitan evitar la ocurrencia de una secuencia incontrolada de eventos.

8. Recomendaciones

Todo lo arriba propuesto es el resultado de las simulaciones desarrolladas en el ámbito del presente trabajo, de la experiencia del Consultor en una vasta práctica en décadas de actividades de planificación aplicada a redes con características también muy distintas entre ellas, además del conocimiento del sistema eléctrico peruano que el Consultor mismo está madurando de la realización varios proyectos desarrollados para el COES. Las necesidades de afinar los criterios operativos de desempeños mínimos, que tienen un impacto sobre la planificación, y de afinar los criterios probabilísticos y determinísticos para la planificación misma sugieren la realización de un estudio completo de planificación aplicado al SEIN. Tal estudio podría ser coordinado y supervisado por OSINERG y ser realizado por un Consultor que posea un adecuado know-how conjuntamente con eficaces instrumentos de cálculo.


Criterios para la Planificación y Expansión

de los Sistemas de Transmisión


1 OBJETO DEL ESTUDIO

El objetivo de este estudio consiste en establecer los criterios objetivos para la determinación del Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado (STEA). Dichos criterios deben tener en cuenta requerimientos de eficiencia económica, ser sujetos a restricciones de seguridad y calidad contenidas en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y en su reglamento.

La finalidad principal del estudio consiste en proponer y sustentar los criterios de planificación que se deben utilizar para orientar la expansión económica y fiable de las redes de transmisión del SEIN

Los criterios deberán resolver, en la medida de lo posible, los compromisos entre desempeño y calidad en la operación de la red y encontrarse debidamente sustentados sobre un estudio que tenga en cuenta la robustez de la solución y la mitigación del riesgo en las decisiones relativas a la expansión de la red.

Además los criterios propuestos para el desarrollo optimo de la red de trasmisión nacional deberán resolver los compromisos sociales, económicos y de calidad a que se enfrenta un planificador al tratar de resolver el problema de la la expansión optima de la red de transmisión.

2 METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO

La metodología adoptada para alcanzar los objetivos antes mencionados hace referencia a la finalidad principal del estudio (ver TdR parágrafo 2.2.1) y que consiste en "proponer y sustentar los criterios de planificación que se deben utilizar para orientar la expansión económica y fiable de las redes de transmisión del SEIN".

A este respecto, el trabajo se ha basado en las dos fases siguientes:

♦ recopilación y sistematización de los criterios utilizados en la industria eléctrica para la planificación de las redes con especial interés en la expansión de la red;

♦ identificación de un conjunto de criterios adecuados a la situación peruana para alcanzar una planificación “optima” desde un punto de vista técnico y económico.

Para la identificación de los posibles criterios de planificación que deben ser aplicados, se efectúa un análisis detallado sobre la configuración de SEIN con especial interés en los datos relativos a la evolución de la carga, la expansión de la generación (proyectos a corto plazo y posibles proyectos de mediano y largo plazo), averías ocurridas en los componentes de la red (ya sean líneas, transformadores o generadores) y que afectan el suministro de la demanda.

En función de la metodología, que será descripta en los capítulos sucesivos, el proyecto está organizado en varias etapas, cada una de ellas orientada a un aspecto específico, según las indicaciones que derivan de los Términos de Referencia. El resultado global será la definición de un criterio para el plan de expansión de la red, que representa el compromiso óptimo entre las restricciones técnicas (en particular, los índices de fiabilidad EENS, LOLP, LOLE) y las restricciones económicas/financieras.

Las actividades principales, relativas a la segunda fase del trabajo (criterios para alcanzar una planificación óptima), y su correlación están sintéticamente indicados en el diagrama de la Fig.1


Fig. 1 – Plan de Trabajo para la selección del procedimiento de planificación mas adecuado a los requerimientos y restricciones del SEIN

Las etapas en las cuales se divide el trabajo son las siguientes:

a) Identificación de los principios y de los objetivos de la transmisión de acuerdo con el mandato de la LCE. Esta actividad, desarrollada al comienzo del estudio consta del examen de los objetivos económicos, sociales y de seguridad de acuerdo con lo previsto por la LCE para la determinación de la STEA. Además del examen del Decreto Ley n°. 25844, se llevarán a cabo reuniones con las autoridades del sector eléctrico y, más concretamente, con el COES que debiendo operar el SEIN, tendrá que suministrar todas las indicaciones con respecto a como se tenga que desarrollar el sistema de transmisión, para garantizar los estándares de seguridad y de fiabilidad. Estos pueden ser, eventualmente, diferenciados en función de la región.

b) Definición de los criterios de planificación en el caso de un único escenario de desarrollo Según lo definido en el objeto del estudio se definirán los criterios más adecuados para la planificación del sistema eléctrico, de forma que resulten garantizados los siguientes estándares: de fiabilidad, evaluada de forma probabilística, y definida numéricamente por medio

de indicadores de riesgo como EENS, LOLP y LOLE de seguridad, evaluada de forma determinística con referencia a situaciones extremas

de funcionamiento de la red (por ejemplo, pico de carga, mínima carga, máximo número de equipos en mantenimiento) y a criterios de seguridad preventiva y/o correctiva Serán sugeridos los modelos de cálculo más adecuados así como los instrumentos de software a utilizar.

MMooddeellaacciióónn ddee llaa RReedd:: RReeccooppiillaacciióónn yy oorrggaanniizzaacciióónn ddee llooss

ddaattooss ddee rreedd nneecceessaarriiooss ppaarraa llooss eessttuuddiiooss ddee ppllaanniiffiiccaacciióónn

AAjjuusstteess ddeell ccaassoo bbaassee ppaarraa llaa aapplliiccaacciióónn ddee llooss ccrriitteerriiooss ddee ppllaanniiffiiccaacciióónn

AAnnaalliissiiss ddeell MMaarrccoo RReegguullaaddoorr

CCrriitteerriiooss ddee PPllaanniiffiiccaacciióónn:: iiddeennttiiffiiccaacciióónn ddee llooss ccrriitteerriiooss ddee

ppllaanniiffiiccaacciióónn ppaarraa eell ddeessaarrrroolllloo ddeell eesscceennaarriioo úúnniiccoo

iiddeennttiiffiiccaacciióónn ddee llooss ccrriitteerriiooss ddee ppllaanniiffiiccaacciióónn ppaarraa eell ddeessaarrrroolllloo ddee eesscceennaarriiooss mmúúllttiipplleess

Ejecución de las simulaciones ilustrativas

Selección y recomendación de un procedimiento de planificación que mejor se ajusta a los requerimientos y

restricciones del SEIN


c) Definición de los criterios de planificación más adecuados en el caso de desarrollos de escenarios múltiples Esta fase resulta complementaria a la anterior y permitirá definir los criterios que mejor tengan en cuenta las incertidumbres que pueden marcadamente condicionar el desarrollo de la red con particular alusión al crecimiento futuro de la carga y, sobretodo, al desarrollo de la generación (existencia, tipo y ubicación de los nuevos generadores). Serán definidos los criterios que mejor se adapten a los factores de incertidumbre y, consecuentemente, de riesgo, que resulten presentes en el desarrollo del SEIN.

d) Estimación de los criterios que satisface el sistema existente Mediante consideraciones preliminares será estimado si el SEIN en su configuración actual cumple con los criterios de calidad del servicio indicados en la Normativa de Operación.

e) Aplicaciones demostrativas al SEIN de los criterios de planificación propuestos. El procedimiento de planificación más adecuado que se puede proponer para el SEIN viene sostenido por algunas simulaciones demostrativas del sistema de Generación y Transporte del Perú. Los análisis numéricos se refieren a un año predeterminado.

f) Selección de los criterios que mejor se adapten al SEIN para determinar el STEA. En función de los resultados obtenidos durante la fase anterior, se definirán los criterios de optimización económica del desarrollo del SEIN en el tiempo, para la determinación del STEA. Estos criterios se añaden a los de prestación funcional descriptos anteriormente y constituyen la base para la comparación de alternativas de desarrollo.

g) Especificación del Plan para determinar el STEA Esta ultima fase representa el resumen del trabajo y tiene la finalidad de ilustrar detalladamente el procedimiento para determinar el plan de expansión más adecuado del SEIN de acuerdo con lo indicado en el TdR al párrafo 2.2.2.6. Las indicaciones suministradas por el Consultor serán de tres tipos: procedimientos y estudios a realizar; calidad requerida para los datos; herramientas software a utilizar.


3 VISIÓN GLOBAL DE LA GENERACIÓN Y EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN PERÚ

3.1 El estado actual del sistema peruano

El sistema eléctrico de potencia peruano tiene una capacidad de generación instalada de aproximadamente 5700MVA con un 65% de tipo hidráulico y otro 35% de tipo térmico. La distribución geográfica de las centrales se muestra en la Fig. 2.

Se pueden distinguir 2 periodos hidrológicos: el periodo de lluvias o de Avenida que se presenta entre los meses de diciembre y abril y el periodo de pocas lluvias o de Estiaje que ocurre entre los meses de mayo y noviembre. Durante el periodo de avenida todas las centrales hidráulicas disponen de agua suficiente para generar prácticamente a plena carga durante todo el día. En este periodo el despacho de la generación se orienta al uso máximo de la energía hidráulica y por lo tanto las principales centrales térmicas se restringen en su despacho y algunas de ellas se ponen fuera de servicio.

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú (SEIN) es en gran medida radial, como se muestra en la Fig. 3, y está compuesto por un sistema de transmisión a 220kV, donde se distinguen:

♦ el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona (Departamento Ica) por el sur medio, hasta Zorritos (Departamento Tumbes) en el norte cubriendo la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú.

♦ el Sistema Interconectado Sur (SIS) compuesto a su vez, por el Sistema Interconectado Sur Este (SISE) (Departamentos Puno, Cusco, Apurimac) y el Sistema Interconectado Sur Oeste (SISO) (Departamentos Arequipa, Moquegua, Tacna).

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) y el Sistema Interconectado Sur (SIS) se pusieron en paralelo en el mes de Octubre del 2000. A partir de esta fecha la Dirección de Operaciones dispuso la operación de la línea Mantaro-Socabaya sin restricciones dando lugar al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Los otros niveles de tensiones utilizados en el transporte son el 138kV (nivel de transmisión), y aquellos que van desde el 50 a 69 kV que consideramos como un nivel de subtransmisión. El nivel de 138kV se encuentra desarrollado principalmente en la zona Sureste y Suroeste, y en menor medida en la zona de la sierra Centro, mientras el de 60kV está fuertemente desarrollado en el Departamento de Lima. Las longitudes totales de los sistemas de transmisión mencionados se muestran en la Tabla 1

Nivel de tensión [kV]

Longitud [km]

220,0 7250,0

138,0 3250,0

50,0 ÷ 69,0 4050,0

Tabla 1 Longitudes totales de las líneas de Transmisión por nivel de tensión

La demanda anual de energía en 2002 ha sido de aproximadamente 19600 GWh, con un pico de demanda de 2770 MW, donde el 82% corresponde al SICN y el 18% restante al SIS. La demanda más importante se encuentra concentrada en el Departamento de Lima, con un 45% de la carga total del país.


Fig. 2 Distribución geográfica de las principales Centrales de Generación del Perú


Fig. 3 Sistema Interconectado de Transmisión del Perú (SEIN)


En la Tabla 2 se muestran los valores en % para generación instalada (sobre la base de 5700MVA) y la demanda (sobre la base del pico de 2770MW), para las regiones comprendidas en el Sistema Interconectado del Perú:

Región (Generadores más relevantes) Generación Hidraul. %

Generación Térmica %

Total Gener. %

Demanda%

Sierra Norte 0,0 0,0 0,0 3,8

Costa Norte (Cañón del Pato, Carhuaquero, Piura, Cahua, SiderNor, SiderSur, Malacas, Gallito Ciego, Curumuy, TrujiSur, Chiclayo-Sulzer)

9,1 8,2 17,3 14,0

Costa Centro (Santa Rosa, San Nicolás) 6,7 7,5 14,2 41,0

Sierra Centro (Mantaro, Huinco, Chimay, Restituc, Matucana, Yanango, Callahua, Moyopampa, Yaupi, Huampani, Callahua, Malpaso, Huanchor, Oroya, Pachacha, Chaprin, Marcopam)

40,1 4,2 44,3 23,0

Costa Sur (Ilo, Charcani, Mollendo, Chilina, Cyprus, Aricota, Calana, Moquegua)

4,4 13,8 18,2 13,

Sierra Sur (San Gaban, Machupicchu, Ares, Bellavista, Dolorespata, Taparachi, Misapuquio, Tintaya, Arcata, Sanrafael, Hercca)

4,1 1,1 5,2 4,2

Tabla 2 Generación y demanda por región

3.2 La tendencia de evolución

La evolución del sistema Peruano se liga a los siguientes aspectos:

1) El crecimiento de la carga y la demanda de energía. Según la información suministrada por el COES, la proyección anual del crecimiento de la demanda se estima en un rango entre el 3 y el 5%. La Fig. 4 muestra la previsión de crecimiento tanto de la demanda como de la carga máxima:


2500

2700

2900

3100

3300

3500

3700

2002 2003 2004 2005 2006 2007Años

MW

Previsión Pico demanda

+9.6%

+4.1%+3.0%

+5.9% +1.8%

18000

19000

20000

21000

22000

23000

24000

25000

2002 2003 2004 2005 2006 2007Años

GW

h

Previsión Energía demanda

+5.1%

+4.1%

+3.1%

+5.0%+3.0%

Fig. 4 Proyección de la carga máxima y de la demanda de energía en el SEIN

2) La expansión de la generación en particular, con entrada en servicio de un grupo de notable potencia como el que está previsto para CAMISEA

3) Expansión de la red UHV a 220kV con impacto sobre todo el sistema Interconectado y aquellas a nivel 138 y 60kV que incrementen la capacidad de transporte y mejoren el perfil de operación en un contexto regional.

4) La interconexión a 220kV con Ecuador entre las subestaciones de Zorritos y Zarumilla y más adelante en el tiempo con Colombia.


4 METODOLOGÍAS DE PLANIFICACIÓN DE LA LA RED

4.1 Identificación de los principios y objetivos de la transmisión según la “LCE”

El marco legislativo del sector eléctrico está definido por el Decreto Ley nº 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” [2] y sus reglamentos de desarrollo asociados. Esta ley fundamental, aprobada en 1992, juntos con otras que abarcan aspectos más específicos. En 1999, se aprobó una revisión de la “Ley de Concesiones Eléctricas” de carácter fundamental, que regula las actividades relacionadas con la:

- Generación,

- transmisión,

- distribución,

- y el comercio de la energía eléctrica.

Las entidades responsables de la implementación de la ley son el Ministerio de Energía y Minas, conjuntamente con OSINBERG.

En Perú, todos los equipos pertenecientes a un nivel de tensión mayor o igual a 30kV se clasifican como pertenecientes al sistema de transmisión. Otra distinción fundamental es el de la clasificación de los equipos de transmisión como pertenecientes al “Sistema Principal de Transmisión” (SPT) o al “Sistema Secundario de Transmisión” (SST). Un equipo pertenece al SPT cuando cumple con las condiciones que se enumeran a continuación [1], [2]:

a) debe incluir instalaciones que operen a niveles de alta tensión (HV) o tensión extra alta (EHV);

b) debe permitir un flujo de energía bidireccional;

c) cuando las condiciones de explotación del sistema no permitan identificar un único responsable (generador o consumidor) del flujo de energía en los equipos.

La Fig. 5 muestra una red eléctrica de distribución (mallada) con componentes pertenecientes al SPT y otros al SST.

Fig. 5 – Equipos de SPT y SST en una red eléctrica de distribución mallada

SSTG

SPT

SSTG SSTD D1

Cliente Libre


La clasificación de SPT y SST fue realizada por el Ministerio de Energía y Minas a propuesta de OSINERG.

La remuneración del sistema de transmisión se considerará dentro del marco del mercado eléctrico peruano. La Fig. 6 muestra de forma muy esquemática las relaciones entre generadores, red de transmisión, distribuidores y clientes cautivos y posibles.

Fig. 6 – Mecanismo del mercado eléctrico peruano

En cuanto a la remuneración del servicio de transmisión, todos los costos están regulados por OSINERG en conformidad con lo que se establece en los artículos 58÷62 de la Ley de Concesiones Eléctricas y sus sucesivas enmiendas y reglas de actuación asociadas. Los costos de transmisión se componen de dos coeficientes: el valor actual del componente a sustituir, o “valor nuevo de reemplazo” (VNR) y el costo de Operación y Mantenimiento (OyM). Los dos coeficientes se combinan de formas diferentes según la clasificación que se realice de los equipos del sistema de transmisión: SPT, SSTdem (sistema secundario de transmisión alimentando una carga), SSTgen (sistema secundario de transmisión explotado por un generador). P.ej.: en el SPT, se adopta una distribución del VNR sobre la vida útil esperada de los equipos, y

a continuación se obtiene lo siguiente para el año i-th: i

SPT DOyMAVNR

Cmax

oste+

= , donde

iD max = la demanda máxima para el año i-th, AVNR el VNR anual obtenido aplicando la tasa de actualización y la vida esperada del componente. Nótese que el costo de transmisión por cliente disminuye cuando la demanda aumenta a lo largo del año.

D1

G1 G2 G3 Gn

D2 D3 Dn

Usuario Regulado Grande Usuario

< 1000 kW > 1000 kW

….

….

Venta regulada en precio Red de

Trasmisión Venta Libre

Venta Libre Venta regulada

en precio


El costo del servicio de transmisión está relacionado estrechamente, en primer lugar, con el VNR y, en segundo, con las inversiones realizadas sobre la red por las TransCo’s (empresas transmisoras). Por lo tanto, la definición de un sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) resulta imprescindible. El Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas define un sistema económicamente adaptado (SEA) de la siguiente manera:

“Sistema Económicamente Adaptado: es aquél sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio”

Una definición análoga para el STEA (Sistema de Transmisión) es igualmente bastante general y no ayuda a resolver los desacuerdos existentes entre los productores que abogan para despachar el máximo de energía posible y para reducir al máximo posible los refuerzos de la red para poder recortar las cuotas de transmisión, y el S.O (Operador del Sistema). que debe gestionar la red de conformidad con los márgenes de seguridad deseados. Otra situación similar existe en la etapa de planificación entre la reducción de inversiones y la obtención de índices de fiabilidad adecuados (es decir, el riesgo de no poder cubrir la demanda). Con este fin se subraya que la LCE no especifica ni los parámetros con los cuales medir la calidad y continuidad del servicio eléctrico ni obviamente sus valores de referencia.

En efecto, la solución a implementar para obtener un STEA óptimo no es nada sencilla. Incluso en el caso menos complejo de una conexión de nueva generación a la red principal o STP (véase la Fig. 7), deberá plantearse la solución a elegir entre las diversas alternativas teniendo en consideración el sistema combinado de generación y transmisión completo. La alternativa 1 para la conexión a la red (un único circuito) puede ser aceptable a condición de que la tasa de no disponibilidad acumulada de la línea y el generador no provoque el incumplimiento de los índices de fiabilidad (p.ej.: EENS: Expected Energy Not Supplied - Energía no suministrada esperada).

Fig. 7 – Alternativas para la conexión de un generador nuevo a la red principal

El SEIN presenta casos similares de situaciones reales. El ejemplo más llamativo se refiere a la conexión de las unidades de generación de Mantaro y Restitución al centro de carga que se encuentra en la región de Lima. En la actualidad, existen 7 líneas para el despacho de la potencia producida (véase la Fig. 8), incluidas las dos interconexiones con SIS; podría preguntarse hasta qué punto son necesarias estas líneas y pagarse sus costos.

SPT

Alternative 1: single circuit

SPT

Alternative 2: double circuit


Fig. 8 – líneas de transmisión de tensión extra alta (EHV) conectadas a los centros de generación de Mantaro y Restitución

Se resolverán los asuntos clave que se enumeran a continuación, partiendo de los factores expuestos anteriormente.

a) definición de la norma de calidad a adoptar;

b) selección de los métodos de planificación más adecuados para cumplir con las normas de calidad.

Estos asuntos representan el núcleo de la actividad llevada a cabo en el presente estudio.

Debemos prever algunas consideraciones generales. Para definir una norma de calidad, será necesario seleccionar en primer lugar algún tipo de índice de calidad para poder contar con un criterio objetivo que permita evaluar al STEA. A partir de ese momento, y para poder definir los umbrales de los índices de calidad que mejor encuadren con el SEIN, deberá llevarse a cabo un análisis técnico sobre el estado actual del propio SEIN de modo que se evite proponer umbrales demasiado estrictos que, a su vez, entrañen un esfuerzo de inversión excesivo.

En estrecha relación con los índices de calidad se encuentra la selección del método de planificación. En este caso, deben preverse también algunas consideraciones generales. Existen multitud de posibilidades para determinar una “alternativa básica” de expansión de la red y estos se basan en:

- métodos determinísticos (flujos de carga iterativos o algoritmos basados en la optimización de la red en un intervalo de tiempo con una evolución fija del nivel de carga);

- Métodos probabilísticos (técnicas de enumeración o Montecarlo aplicadas a un intervalo de tiempo preestablecido);

- métodos determinísticos y probabilísticos mixtos.

SIS

SOCABAYA

HUAYUCACHI

MANTARO RESTITUCION

CAMPO ARMINO

PACHACHACA

S. JUAN

INDEPENDENCIA


La aplicación de métodos determinísticos al SEIN puede llegar a ser crítica para lograr una definición imparcial de la expansión de la red. En efecto, requieren de la selección “a priori” de los casos base, normalmente relativos a niveles de carga y niveles de despacho de generación, así como la aplicación de una lista de contingencias. La selección de condiciones extremas de carga de la red pueden llevar a sobreestimar las inversiones necesarias. Por el contrario, puede producirse una estimación inferior a las inversiones necesarias si el nivel de carga resulta ser demasiado bajo con respecto al pico anual máximo. Los métodos probabilísticos superan este problema al tomar en consideración la curva de duración de carga anual completa. Por otra parte, los puntos críticos tienen que ver con la disponibilidad de datos sobre eventos que suceden de forma aleatoria (desconexión de líneas, transformadores, generadores). Para ello, resulta esencial que el ente a cargo de la planificación recabe de las partes afectadas (GenCo’s, TransCo’s) los datos históricos sobre fallas, tasas típicas de avería y tiempos promedios para reparación (MTTR, Mean Time To Repair). Cuanto más larga sea la serie histórica, mas fiables serán sus datos. Se dará una explicación de las ventajas de los métodos probabilístico y determinístico en el parágrafo 4.3.1.3.

4.2 Generalidades en la Planificación de la red de transmisión

En términos generales, la función de la red de transmisión de alta tensión es la de hacer posible la transferencia tanto de la potencia y energía desde los centros de generación o de importación hacia los nodos principales de carga o de exportación en alta tensión, cuanto de los servicios de soporte de la regulación de la frecuencia y de la tensión de modo de garantir un adecuado nivel de fiabilidad del sistema eléctrico.

En el proceso de planificación de un sistema de transmisión, además del hecho que la expansión de la red tiene una relación directa con el crecimiento de la demanda y la expansión de la generación, será necesario tener en cuenta que:

• La fiabilidad del sistema de transmisión, que deberá ser garantizada en la fase de planificación de su desarrollo, es la premisa para alcanzar adecuados niveles de seguridad, de calidad del servicio y de ahorro de los costos operativos en la fase de operación del sistema eléctrico [20].

• La expansión de la red necesita considerables inversiones, aunque menores de aquellas requeridas por el sistema de generación, cuya vida útil económica esperada es de varias decenas de años.

El objetivo de la planificación de la red de transmisión es por lo tanto el de determinar la posición y la fecha de la entrada en servicio de los refuerzos de manera de realizar un plan de expansión a “costo mínimo”, en el cual deberán estar comprendidos los costos anuales de capital para nuevas instalaciones, los costos de operación y de mantenimiento, y también los costos por la falta de suministro de la demanda (costo del riesgo) y los costos-extra de producción, respecto a aquellos del despacho óptimo bus-bar, ambos originados por restricciones de capability de la red (congestiones) causadas por fallas y por fueras de servicio.


En manera cualitativa la Fig. 11 indica que el peso que el autor de la planificación atribuye al "riesgo" (variable inversamente proporcional a la fiabilidad) juega un papel nada despreciable en la definición de la solución de costo mínimo.

Fig. 9 Definición de la solución de costo mínimo en función del riesgo

Como puede apreciarse en la Fig. 9, la solución finalmente seleccionada, y por consiguiente, el costo total, están estrechamente relacionados con el riesgo aceptado. Las soluciones que acarrean mayores riesgos (fiabilidad menor) se caracterizan por tener un costo de inversión más bajo, pero teniendo en cuenta los costos totales, quedará una única solución óptima una vez fijado el costo unitario de riesgo.

4.2.1 Horizontes temporales de la planificación

La evolución del sistema de transmisión requiere la implementación de varios tipos de proyectos que pueden completarse en distintos intervalos temporales. Por ejemplo, la construcción de una nueva línea puede llevar varios años, mientras que la instalación de un banco de capacitores shunt puede realizarse en pocos meses.

Además la planificación de la evolución de la red de transmisión comprende sea decisiones estratégicas a largo plazo, como por ejemplo la elección de nuevos corredores, nivel de tensión apropiado, de la estandarización del tipo y características de los componentes, que de la determinación puntual, en el tiempo y en el espacio, de los refuerzos que deben adaptarse a la real evolución de la producción y de la demanda.

Por lo tanto, una suposición generalmente aceptada es la segmentación del tiempo, basada en objetivos de planificación concretos para cada plazo. La Fig. 10 muestra de forma muy esquemática una posible separación entre las diversas tareas de planificación. Los intervalos de tiempo ∆T1÷∆T2 se ajustarán a los procedimientos de planificación adoptados así como al marco legislativo: ambos factores afectan al plazo necesario para la implementación del proyecto


Fig. 10 – Segmentación temporal desde la etapa de planificación hasta la operativa

La planificación a largo plazo tiene que ver tanto con opciones estratégicas básicas como con soluciones para la expansión de la red (p.ej.: enlaces de corriente alterna o continua, definición de la capacidad de nuevos corredores, etc.).

La planificación a mediano y corto plazo se realiza habitualmente asumiendo una estructura de red ya definida, y se centra principalmente en comprobaciones de compensación de potencia reactiva y de rendimiento del sistema, bajo condiciones tanto estáticas como dinámicas. Los horizontes temporales suelen ser de entre 2 y 5 años (∆T2=2÷5). En esta última etapa, las relaciones entre el planificador y el operador son realmente estrechas, dado que los márgenes de seguridad disponibles en el teatro de operaciones son a menudo el resultado de una planificación coherente de la red.

A nivel operativo, pueden distinguirse también varios marcos temporales resultantes de la propia planificación operativa (∆T3=1 año), destinados a definir desde la producción hidroeléctrica anual, el mantenimiento planificado, el suministro de energía primario para unidades basadas en combustibles fósiles, la entrega semanal (p.ej.: compromiso de unidades) o diaria, hasta el seguimiento y control diarios (∆T4= desde 1 semana hasta tiempo real).

4.2.1.1 Ejemplos de evolución del horizonte temporal a largo plazo.

En el pasado, la planificación a largo plazo solía abarcar intervalos temporales de entre 15 y 20 años, lo cual resultaba posible cuando se realizaba de forma totalmente centralizada y la coordinación corría a cargo de una única empresa de servicios. La modelo que se sigue en la actualidad consiste en reducir este intervalo temporal a 8÷10 años [p.ej.: en Inglaterra y Gales, NGC hace pública todos los años la “Declaración para siete años”, en la que se presentan las oportunidades existentes para utilizar el sistema de transmisión tanto por los actores existentes del mercado, como por nuevos potenciales inversores.

En sistemas que se caracterizan por un alto grado de incertidumbre, la planificación de la expansión de la transmisión se realiza sobre periodos de tiempo más reducidos: en Brasil, la expansión de la transmisión se basa en un horizonte temporal de tres años; se redacta de forma anual y se actualiza dos veces al año, en febrero y agosto. En Italia existe una situación similar, en la que tras el decreto de liberalización de la energía eléctrica, aprobado en marzo de 1999, la ISO tuvo que hacer frente a una gran incertidumbre sobre la puesta en marcha de nuevas unidades así como en lo que se refería al plazo de implementación de refuerzos de la red. Por ello, en la actualidad la planificación de la expansión de la transmisión se lleva a cabo sobre un horizonte de tres años y se actualiza anualmente. En Italia, las decisiones tomadas por el planificador, que no es el propietario de los activos de la red, son públicas y están disponibles en el sitio web del ISO italiano[6].

Mid-short Term Planning

Long-Term Planning

Operational Planning

System Operation

∆ T 1 ∆ T 2 ∆ T 3 ∆ T 4


Otros países siguen utilizando intervalos de entre 10 y 30 años para la planificación a largo plazo. En España, los estudios a largo plazo tienen un horizonte de entre 15 y 30 años; su utilidad radica básicamente en que sirven para establecer las pautas de desarrollo de la red y determinar el impacto de las incertidumbres en la decisión de expansión. La planificación estratégico-táctica consiste en la definición de “alternativas básicas”, que se actualizan cada 4 años. Los estudios a mediano plazo se realizan con un horizonte temporal de entre 6 y 10 años. Estas “alternativas básicas” de expansión se utilizan como base para la especificación detallada del refuerzo de la red (nuevas líneas, transformadores y subestaciones).

En Colombia, se utilizan horizontes temporales de 10 años para la planificación a largo plazo, así como de 5 para el mediano y 3 para el corto. Los planes de transmisión son indicativos, aunque deben ajustarse a los criterios de flexibilidad, calidad y economía fijados en el Código de Planificación. Encontramos una situación similar en Chile, donde se emplea un horizonte temporal de 10 años para proponer un plan de expansión indicativo, que se actualiza en la ocasión de cada declaración bianual de precios de transmisión-generación que realiza la “Comisión Nacional de Energía” [7].

4.2.2 Niveles Jerárquicos de la Red de Alta Tensión

Según la práctica internacional y la experiencia del CESI, para la planificación de la expansión de la red eléctrica en alta tensión, es generalmente posible distinguir entre red de transmisión propiamente dicha y red de subtransmisión.

La diferencia puede ser obtenida tomando como base el grado de interconexión y la correspondiente función desarrollada por la red, el dimensionamiento de los componentes reportado al tamaño de las centrales, la potencia de las cargas conectadas, las perspectivas de expansión y la extensión del “radio de acción” ejercitado en el ámbito del sistema.

A. La red de transmisión ejercita su función a escala nacional, gracias a la estructura interconectada y el hecho que su modalidad y sus criterios de operación condicionan la utilización del conjunto de los recursos eléctricos del País.

B. La red de subtransmisión está normalmente constituida por redes locales con las siguientes características:

• Cada una de ellas está conectada a la red de transmisión en una o más subestaciones, pero no están conectadas directamente entre ellas,

• Frecuentemente son utilizadas en configuración radial, aun presentando una estructura mallada,

• Su refuerzo viene pedido para resolver problemas locales, como la conexión al sistema de nuevas centrales de pequeña potencia (por ejemplo fuentes de energía renovable) o por nuevas cargas, problemas que no encuentran solución con el refuerzo de redes locales adyacentes ni con inversiones en la red nacional.

Lo dicho hace que la planificación de las redes locales resulte independiente de aquella del sistema de transmisión principal, si no por cuanto respecta al dimensionamiento de las subestaciones de interconexión.


4.2.3 Coordinación de la planificación de la red de transmisión.

La identificación de la necesidad o no de la coordinación y centralización del proceso de planificación debe basarse en las siguientes consideraciones:

a) El proceso de liberalización que, de manera más o menos profunda, ha concernido o está concerniendo a la industria eléctrica a nivel mundial, ha tenido entre sus objetivos el de abrir la competencia en los segmentos de la Generación y de la Distribución, pero no en el de la Transmisión de la energía;

b) En el interior de este esquema conceptual, el sistema de Transmisión mantiene su carácter de “monopolio natural” como infraestructura necesaria para el correcto funcionamiento del mercado, al cual los operadores de los otros dos segmentos tienen la posibilidad de acceso de tipo reglamentado o, en algunos casos, contratado;

c) El desarrollo de estas infraestructuras debe por lo tanto aparecer de manera de:

• No crear duplicaciones o sobreposiciones antieconómicas de inversiones,

• No obstaculizar la racional utilización de los recursos eléctricos del País,

• No establecer límites a las transacciones resultantes de los mecanismos del mercado, sean ellos la Bolsa Eléctrica Mayorista o a los Contratos Bilaterales de mediano-largo plazo.

Por lo tanto, al parecer del Consultor, si para las redes de AT locales es posible prever una planificación descentralizada donde actuar, a pesar de todo, según las reglas y criterios comunes, es oportuno que todas las actividades de planificación del sistema nacional de transmisión EHV (eje troncal en 220-138kV) sean coordinadas bajo la responsabilidad de un Organismo “Independiente”(2).

Se evidencia por lo tanto que un correcto proceso de planificación debe considerar la interdependencia entre la generación y la transmisión, así como el echo que los proyectos requieren grandes inversiones de capital y diversos años para ser desarrollados. En este contexto se estima que un enfoque totalmente descentralizado y puramente basado sobre el Mercado llevaría el sistema hacia un desarrollo fragmentario, discontinuo y con riesgo de parálisis [21].

Esta recomendación, que encuentra soporte en la experiencia de numerosas e importantes realidades nacionales, es válida independientemente del esquema jurídico que gobierna la propiedad de las redes de transmisión, que puede ser o no separada de la responsabilidad de su operación. Como ejemplo se pueden citar:

Entre las Sociedades por Acciones cotizadas en Bolsa, la NGC (National Grid Company, UK) y la REE (Red Eléctrica de España), que tienen el rol de Operadores del Sistema y donde ambas son propietarias de la Red de Transporte.

Entre las Sociedades controladas por el Estado, el GRTN (Gestore della Rete Nazionale di Trasmissione de la Italia) y la SVK (Svenska Kraftnät, Suecia), donde el primero es solo Operador del Sistema y el segundo es también propietario de la Red.

2 La Independencia significa que dicho Organismo no puede ser un Agente del Mercado Eléctrico Mayorista ni del lado de la Oferta ni del lado de la demanda. Desde el punto de vista jurídico-institucional dicho Organismo podrá ser una Sociedad coparticipada de manera equilibrada por los Operadores del mercado eléctrico, o controlado por el Estado.


En el ámbito de la realidad Peruana, la presencia de un Organismo Independiente responsable sea de la planificación que de la operación de la Red, permitiría también de superar los problemas de coordinación funcional que actualmente se presentan entre el COES y las Empresas Concesionarias.

Dicho Organismo Independiente deberá de todas formas ser capaz de disponer o de adquirir todos los datos e informaciones necesarias para el proceso de planificación.

4.3 Metodología y Criterios de Planificación del SEIN para un único Escenario

La segmentación temporal señalada anteriormente para la planificación del sistema de transmisión puede aplicarse con éxito al SEIN de modo que ofrezca algunos indicadores cuantitativos para el desarrollo del STEA.

Se consideran adecuados para el sistema peruano los siguientes horizontes temporales: • Planificación a largo plazo: 10 años; • Planificación a corto y mediano plazo: 3-5 años.

Además, refiriéndose a todo cuanto se ha dicho con respecto a las redes de transmisión y de subtransmisión, y teniendo en cuenta la estructura concreta del SEIN, se sugiere un desacoplamiento eléctrico en los análisis de sistemas. En efecto, el eje troncal de la red de transmisión peruana está basado en un nivel de tensión extra alta (EHV) (220-138 kV) que admite la posibilidad de incluir refuerzos esencialmente sobre 220 kV en el futuro y una serie de sistemas regionales conectados al sistema principal de transmisión operando a diversos niveles de tensión, que van desde los 69 a los 50 kV.

Por lo tanto, el desacoplamiento en los dos niveles jerárquicos que se enumeran a continuación permitirá realizar una planificación descentralizada, a nivel regional para redes de niveles de tensión entre 69 y 50kV, aunque con una coordinación global para el nivel de tensión extra alta (EHV):

a) Primer nivel jerárquico a tensión extra alta (EHV) (220-138 kV), que consiste en el eje troncal del sistema de transmisión peruano;

b) Segundo nivel jerárquico a alta tensión (69-50 kV), que consiste en los sistemas de transmisión regionales, de los cuales el más importante es el de Lima. Los sistemas de transmisión regionales pueden tener una estructura interconectada y, para poder realizar una modelización adecuada de la interfaz entre los dos niveles jerárquicos, el planificador deberá recurrir a módulos computacionales para “cálculos equivalentes de la red”.


Por otra parte, no es aconsejable desacoplar el SPT y el SST ya que algunas partes del segundo están incorporadas en el primero.

Fig. 11 – Desacoplamiento en dos niveles jerárquicos de tensión

A continuación se describe la aplicación, al eje troncal EHV del sistema de transmisión peruano, de la metodología y los criterios de planificación, recomendados por el Consultor al SEIN. La expansión total en el nivel de 220-138 kV se lleva a cabo representando en modo equivalente los niveles de tensión inferiores que tienen alguna responsabilidad en la transmisión regional.

Partiendo de las opciones básicas de desarrollo en los corredores de tensión extra alta (EHV), los desarrollos de las redes locales se proponen adoptando un modelo similar.

4.3.1 Planificación a Largo Plazo

La finalidad de la planificación a largo plazo, es decir con un horizonte temporal de 10 o más años, consiste en:

♦ seleccionar las opciones de base, como los posibles corredores de desarrollo de la red, los niveles de tensión, la tecnología de transmisión (es decir CA o CC) y el criterio de diseño de los componentes y de las subestaciones.

♦ evaluar la necesidad de refuerzos en la red de transmisión e identificar la ubicación y el dimensionamiento de nuevas líneas y subestaciones de transformación;

♦ asegurar el mínimo del costo total, es decir “costo de capital + costos de operación + costos de riesgo ”.

220 kV / 138 kV

ZORRITOS CAJAMARCA

LIMATALARA MALACAS

TRUJILLO

PACHACHACA MANTARO

INDEPENDENCIA

SOCABAYA

PUNO

ILO1

69 kV ÷ 50 kV

PIURA

LIMA

….. ….. …..


4.3.1.1 Variables para la Planificación a Largo Plazo

El proceso de planificación a largo plazo se basa en las siguientes variables:

- predicción de demanda de energía y potencia

- emplazamiento de las nuevas centrales eléctricas

- limitaciones a la expansión de la red

- obligaciones contractuales.

La predicción de energía activa y potencia es un factor clave a tener en cuenta en la planificación cuya importancia es tal que en muchos casos el intercambio de información sobre datos de demanda y energía activa viene definido detalladamente en los códigos de la red [8]. La entidad a cargo de la planificación en el área de su jurisdicción será responsable de recopilar la información sobre la demanda. La predicción se llevará a cabo sobre la base de procedimientos ascendentes y descendentes.

Partiendo del nivel “inferior”, cada distribuidor y usuario conectados directamente al sistema de transmisión proporcionarán a la Entidad a cargo de la planificación los datos de demanda históricos, actuales y previstos. Dichos datos, en lo que se refiere a la demanda en las centrales eléctricas, serán proporcionados por los generadores y por las plantas de acumulación de energía por bombeo.

Partiendo del nivel “superior”, la predicción que lleve a cabo el planificador sobre la base de los datos recibidos deberá coincidir con la estimación global de la demanda (normalmente disponible solamente como valores de energía), basada en los análisis econométricos, que a su vez están basados en la evolución esperada del PIB, el desplazamiento esperado de los consumidores hacia la electricidad desde otras fuentes de energía primarias (p.ej.: madera, aceite, gas, etc.), y el suministro a áreas anteriormente aisladas gracias al desarrollo de la electrificación rural.

En la actualidad, la predicción de carga la realiza el COES, con un periodo objetivo de 48 meses, tal y como se establece en el artículo 47 de la ley n° 25844. Esta predicción de carga se realiza básicamente para determinar cuál debe ser la intervención en el sistema de transmisión e instalaciones de generación que debe llevarse a cabo en este periodo, teniendo en cuenta los proyectos en curso y aquellos ya aprobados e incluidos por el Ministerio de Energía y Minas en el Plan de Referencia.


Se recomienda realizar una predicción de la demanda de hasta 10 años con el fin de poder definir “alternativas básicas” de expansión de la red que coincidan con los plazos de implementación de nuevos proyectos (p.ej.: la construcción de nuevos generadores hidroeléctricos o alimentados por energías fósiles o de nuevas líneas de tensión extra alta (EHV). Las “alternativas básicas” pueden actualizarse sucesivamente cada 1-2 años o al producirse algún tipo de discontinuidad en escenarios futuros (p.ej.: crisis económicas que requieran que se posponga la inversión en nuevas instalaciones, decisión de un IPP de construir una nueva planta en un emplazamiento no contemplado anteriormente, etc.)

Fig. 12 – Predicción de demanda de energía y potencia

4.3.1.2 Alternativas básicas para la expansión en la red de transmisión

4.3.1.2.1 Formulación general del problema

La definición de las alternativas de base para la expansión de la red se efectuará por medio de una optimización que abarcará el horizonte temporal considerado en la planificación a largo plazo y proporcionará la planificación paso a paso de la inversión necesaria para alcanzar el aumento de la carga y la fiabilidad de la red necesarias.

El enfoque más exhaustivo para la definición de una expansión de red óptima consiste en asignar unidades de costo a los índices de riesgo (es decir, el costo en el que incurre el usuario debido a la pérdida del suministro) y determinar cuál es el mejor sistema para reducir en lo posible el costo total, incluido el de riesgo. En este caso, las características y márgenes de reserva del sistema eléctrico vienen determinadas como una función del costo unitario atribuido al riesgo: cuanto mayor es el costo unitario asumido, mayores serán también las reservas y la fiabilidad resultante, aunque también aumentarán los costos de inversión.

Transmission grid

Distributor 1 Industrial user connected to HV or EHV levels

Distributor 2

Econometric data G

GP

Forecast of energy and power

Generators

Pumping storage


Para poder determinar un plan de expansión óptimo o “casi óptimo”, se alcanzará el mejor equilibrio entre requisitos enfrentados, de la siguiente manera:

• reducción al mínimo de los costos de inversión y operativos (es decir, pérdidas),

• garantía de altos estándares de calidad y continuidad del servicio para el consumidor

• cumplimiento de las limitaciones medioambientales.

Concretamente, y en referencia explícita al sistema SEIN, debe tenerse en cuenta que: a) la red existente fue diseñada con unos criterios de planificación ajenos al proceso de

planificación propuesto aquí, y no ha sido optimizada desde entonces. b) pueden ser necesarios nuevos derechos de paso y subestaciones de interconexión; c) Pérdida Joule en la red puede influir seriamente en las comparaciones económicas,

dada la estructura dilatada del sistema peruano; d) las desconexiones programadas y forzadas de los componentes de red hacen necesario

planificar el sistema con un cierto grado de redundancia en algunas de las áreas más críticas; más concretamente, en la región de Lima.

Si se opta por la función matemática financiera del “costo de valor presente total” (total present-worthed cost) como figura económica para realizar las comparaciones, el plan de desarrollo óptimo para la red de transmisión puede traducirse al siguiente modelo:

( )( )

⋅+⋅⋅+⋅

+= ∑ ∑ ∑

= = =

T

t

NL

j

NV

kjktpkjktjktRt

jFCnLARC

rz

1 1 1

2

11min (1)

s.to: n njkt jk≤ (2)

F n Fjkt jk k≤ ⋅ (3)

Leyes de Kirchhoff (4) donde: T = duración del periodo de estudio r = tasa de interés CR = costo unitario del riesgo Rt = índice de riesgo cuantitativo a año t NL = Nº de enlaces (derechos de paso o subestaciones) NVj = Nº de niveles de tensión (v.l.), tecnología de transmisión (CC, CA) Ak = precio anual para un circuito de transmisión a v.l. k (por km. de línea) Lj = longitud del enlace j-th (Lj=1 si transformador o estación conversora de corriente continua en alta tensión (HVDC)) Cpk = costo específico de pérdidas Joule en una planta de transmisión a v.l. k njkt = Nº de plantas de transmisión nuevas a v.l. k en el enlace j-th

n jk = límite superior de njkt Fjkt = flujo de potencia eléctrica en las plantas de transmisión a v.l. k en el enlace j-th

Fk = capacidad máxima de transporte de una planta a v.l. k Por tanto, la planificación de red, en su formulación más general, consiste en un problema

de optimización técnico y económico combinatorio, no lineal, a variables enteras (el número de nuevas instalaciones) y de naturaleza probabilística (Índices de riesgo) que presenta una serie de dificultades computacionales considerables al enfrentarse con el sistema


real, cuyas dimensiones suelen ser tales que convierten en prohibitivo el número de variables y restricciones.

Aunque el problema (1) es muy complejo, resulta bastante sencillo ilustrar los distintos componentes del proceso de planificación implementado en su formulación.

El problema (1) se ocupa de la reducción al mínimo de los costos totales, planificados hasta el año-horizonte, teniendo en cuenta: - los costos de la energía no suministrada a los clientes, que representan un factor

resultante del costo de riesgo, e incluso del mismo índice de riesgo; y - los costos de inversión, divididos por la teoría de la anualidad en costos fijos

anuales, así como los costos de funcionamiento tras las pérdidas Joule (costos variables).

4.3.1.2.2 Fiabilidad y Riesgo en la red de Transmisión

La fiabilidad de un sistema eléctrico puede definirse como la capacidad de proporcionar un servicio continuo a los usuarios con una calidad satisfactoria en un intervalo dado de tiempo.

La frase anterior ofrece una definición únicamente cualitativa de la fiabilidad que tiene dos especificaciones:

Adecuación (Fiabilidad estática): “Capacidad de entregar la demanda de energía y potencia en estado estacionario, teniendo en cuenta de los fuera de servicio accidentales y planificados de los componentes...” Seguridad (fiabilidad dinámica): “Capacidad de superar determinadas perturbaciones (cortocircuitos, pérdida imprevista de componentes, etc.) manteniendo la estabilidad y la integridad del sistema en estado transitorio” En la planificación a largo plazo se viene considerada la fiabilidad estática (Adecuación), que puede ser evaluada con dos diferentes enfoques:

• Método determinístico basado en la verificación del comportamiento del sistema completo (condición N) y frente a “contingencias creíbles” definidas con criterios del tipo N-1 o N-x.

• Método probabilístico con el cual es posible exprimir la adecuación mediante el cálculo de “índices de Riesgo” estáticos: cuanto mayores son los valores, peor es el servicio que reciben los usuarios.

Uno de los índices más comunes para medir la fiabilidad de un sistema de transmisión es el valor de Energía Esperada no Suministrada (EENS Expected Energy Not Supplied) a lo largo del año (MWh/año).

Obviamente, el índice de fiabilidad se calcula teniendo en cuenta únicamente los escenarios estáticos posteriores a la contingencia, a los que se debe poder “llegar” mediante oscilaciones momentáneas dinámicas (estables).


La evaluación del índice estático EENS puede realizarse mediante dos enfoques diferentes: el enfoque de probabilidad directa, y el de Montecarlo. El último es el preferido en los estudios de sistemas eléctricos de gran envergadura, como es el caso del SEIN, en el que deben tenerse en cuenta tanto la generación como la transmisión, dado que pueden examinarse con facilidad gran cantidad de variables aleatorias de los problemas.

La metodología que se basa en el método Montecarlo simula el rendimiento del sistema en un año asignado y generando una gran cantidad (varios miles) de escenarios, y para cada uno, se selecciona aleatoriamente una situación de carga entre todas las que pueden darse en ese plazo, así como una estructura de red que tenga en cuenta los cortes programados y forzados de todos los componentes del sistema eléctrico (líneas, transformadores y plantas de generación), en conformidad con sus respectivas tasas medias de indisponibilidad.

También pueden tenerse en cuenta las condiciones meteorológicas de las distintas áreas asignando coeficientes multiplicadores adecuados a las tasas de indisponibilidad.

Se analiza el comportamiento de cada escenario con un flujo de carga de corriente continua (CC); en caso de sobrecargas de la red, se realiza una redistribución de la generación para poder aliviar a las instalaciones sobrecargadas. Si persisten las sobrecargas, el algoritmo simula el “desplazamiento de carga” como una desconexión de la cantidad mínima de carga necesaria para llegar a una solución viable.

Para poder identificar las posibles medidas correctoras, se asociará el índice EENS a las indicaciones que se enumeran a continuación:

- la causa (cómo)

- la ubicación (dónde)

- el evento (cuándo)

que pueden encontrarse globalmente para cada nodo.

Asimismo, otros índices, como el de valor esperado de pérdida de carga (LOLE, Loss of Load Expectation) y el de probabilidad de pérdida de carga (LOLP, Loss of Load Probability), resultan muy útiles para tomar decisiones sobre posibles refuerzos.

En el ANEXO 1 se da una descripción sintética del programa de cálculo SICRET/GRARE para el cálculo de los índices Probabilísticos de adecuación del sistema compuesto por Generación y Trasmisión

4.3.1.2.3 El procedimiento de planificación a largo plazo

La experiencia internacional del Consultor, que actúa como planificador en muchos casos, sugiere que puede aplicarse con éxito el plan de desarrollo de transmisión completo utilizando un procedimiento de planificación en dos Fases, introduciendo algunas simplificaciones de (1), o, preferentemente, las opciones adecuadas para su desacoplamiento y división de (1) en varios sub-problemas que permitan encontrar una muestra de alternativas casi óptimas, entre las cuales se realizará el ajuste final y se elegirán las opciones relevantes tras llevar a cabo las comprobaciones y comparaciones fuera de línea. Como será descrito a continuación, cada una


de las fases debe resolver un problema específico del proceso de planificación adoptando criterios y métodos de cálculo de la fiabilidad adecuados al objetivo..

Fase 1: decisiones estratégicas La Fase 1 de la planificación a largo plazo debe determinar las decisiones fundamentales (p.ej.: corredores, niveles de tensión, tamaño de las instalaciones de transmisión) y el correspondiente plano de refuerzo de la red que vienen determinadas principalmente por el crecimiento de la carga total y los emplazamientos de generación y sus tamaños previstos para el escenario considerado. Dicho de otra manera, se puede afirmar que la Fase 1 está destinada al diseño de la capacidad óptima del sistema, para el año horizonte y para los años intermedios significativos del período de planificación. El diseño se desarrolla en el pico de máxima carga da cada año examinado. En esta fase, puede dimensionarse el sistema desde un punto de vista económico óptimo, teniendo en cuenta los costos tanto fijos como variables de la transmisión para el periodo de planificación completo. El grado de fiabilidad de la red es aquel garantizado por la adopción de un apropiado criterio determinístico, por ejemplo N y N-1 selectivo, a definirse en base a la estructura inicial de la red y al nivel de continuidad del servicio requerido. En otras palabras, la primera Fase se destina a la determinación de un plan de expansión de la red que garantice la Adecuación técnico-económica con respecto a los escenarios previstos y a un criterio determinístico de fiabilidad. Fase 2: optimización expansión En la Segunda Fase, el plan de desarrollo previsto deberá probar su capacidad para servir como configuración técnicamente y económicamente válida del sistema eléctrico en un año determinado, momento en el que será explotado en un entorno real. La Segunda Fase revelará al planificador el verdadero comportamiento del sistema ya que con toda probabilidad se llevará a cabo cada año del intervalo planificado en un entorno real, e incluirá el comportamiento simulado de las plantas de generación, las cifras de disponibilidad de todos los componentes de la red, las políticas de despacho, etc.. Esta simulación se lleva a cabo con el bien conocido enfoque probabilístico. En otras palabras, la FIABILIDAD de la alternativa planificada se valorará teniendo en cuenta la naturaleza probabilística inherente al fenómeno (es decir, desconexión programada y forzada de líneas, generadores, transformadores) y las distintas condiciones de carga en el curso de cada año del período examinado, para calcular los índices probabilístico que cuantifican la falta de adecuación del sistema, debida a cuellos de botella de transmisión, como la Energía anual no entregada o los costos- extras de combustible En esta Segunda Fase el planificador puede proceder de dos maneras: 1. medir si el sistema ofrecerá la fiabilidad adecuada con respecto a los rendimientos

esperados, enunciados en los criterios de planificación. 2. evaluar la rentabilidad técnico-económica de un nuevo refuerzo o del retrazo de

aquellos indicados en la Fase 1, utilizando la metodología de modo “incremental” empezando por las alternativas de expansión básicas definidas en la primera Fase (valorización de la adecuación de transmisión). La rentabilidad se entiende como el punto de equilibrio entre el costo anual de la inversión para el refuerzo seleccionado, y el ahorro producido por la reducción de la EENS y de los costos- extras de combustible.


En ambos casos para poder aplicar correctamente la metodología, será necesario que el planificador especifique en los requisitos de rendimiento un límite superior al valor aceptable del índice de riesgo energético (EENS (MWh/año)) y un costo relevante ($/MWh).

Los valores a adoptar para la planificación del sistema de transmisión nacional (1°nivel jerárquico), se indican en el Capitulo 5: Criterios de planificación de la Red.

En la planificación de las redes de subtransmisión locales (2° nivel jerárquico) será posible utilizar valores diferenciados por Áreas, siempre que lo justifique una precisa evaluación sobre la diferente importancia regional de la entrega de la energía eléctrica para los varios sectores económicos.

La experiencia del Consultor al planificar con una metodología de este tipo revela que generalmente el procedimiento descrito es lo suficientemente adecuado, rápido y robusto para aplicarlo sin restricciones.

En lo que respecta a la segmentación de tiempo que aparece en la Fig. 10, la planificación a largo plazo representa una primera etapa del proceso global, que suele estar sujeto al grado más alto de incertidumbre con respecto a los siguientes (4.3.2). Siempre que se estime que deban tenerse en cuenta los factores de incertidumbre, será necesario llevar a cabo un análisis sobre posibles escenarios futuros, seguido de una elaboración posterior que ayude al planificador a tomar la decisión final sobre la base de los criterios seleccionados que se describen en la sección 4.4

Criterios para la determinación de la capability de las líneas

En ambas fases de la planificación a largo plazo, se adopta el modelo de la red denominado en “corriente continua”. Esto significa que el único límite de la red está representado por la Máxima Capacidad de Transporte de los componentes, expresada en MW, que en el caso de las líneas no puede ser asumida indiscriminadamente igual al correspondiente límite térmico (MVA). Esto depende del hecho que, al fin de obtener en fase de planificación estructuras de red en grado de respetar los criterios de fiabilidad y seguridad en operación que serán adoptados por el Operador del Sistema, es necesario para el planificador tener en cuenta los límites que tales criterios imponen también de manera aproximada, visto que no son todavía precisadas las efectivas condiciones operativas Para líneas largas insertas en un sistema con estructura prevalentemente radial, como en el caso del Perú, resultan particularmente vinculantes los criterios relativos a: • Máxima caída de tensión admisible en la línea de manera de respetar los criterios sobre la

calidad de tensión y evitar el riesgo del colapso de tensión; • Máximo desfasaje angular admisible para poder respetar los criterios de seguridad es decir el

mantenimiento de la estabilidad frente a fallas monofásicas o polifásicas en las líneas o a frente “pequeñas perturbaciones” (por ejemplo apertura intempestiva de una línea que no determine la separación en islas)

En general la adopción de estos criterios de operación puede llevar, en casos reales, a tener que adoptar valores de capacidad máxima de transporte reducidas hasta al 50% respecto al correspondiente límite térmico.


Tales límites serán de todas formas evaluados preliminarmente teniendo en cuenta la experiencia operativa del Operador del Sistema y los resultados de un análisis simplificado sobre el sistema existente.

Fig. 13 – Primera etapa del proceso de planificación: la expansión de la red

First Layer: Network Development

Method 1 (e.g.: deterministic)

Method 2 (e.g. probabilistic)

Method “n” (e.g.: mixed determ.-probab.) Single Scenario

Multiple Scenario

Method 1 (e.g.: probabilistic choice)

Method 2 (e.g.: risk analysis

Method 3 (e.g.: stability area)

Definition of the most adequate network reinforcement scheme

Main output: - sizing of new lines / interconnecting transformers - suggested date of commissioning of the new equipment Note: system analyses carried out in DC mode


4.3.1.3 Método Probabilístico contra Método Determinístico

El proceso de planificación a largo plazo mencionado en el párrafo anterior se basa en un método determinísticos y probabilístico mixto. En efecto, pueden adoptarse procedimientos puramente determinísticos o probabilísticos. En la Tabla 3. puede observarse la comparación entre los tres procedimientos distintos posibles.

Método Herramientas computacionales

básicas

Requisitos específicos de

datos

Pros Contras

Determinístico 1 Flujos de carga iterativos

Niveles de carga, suministro de

generación y lista de contingencias

Herramienta computacional

sencilla

Riesgo de sobreestimar o subestimar las

inversiones de red

Determinístico 2 Algoritmos basados

en optimización restringida

Definición precisa de las restricciones de optimización y la función objetiva

Planes de desarrollo de red sistemáticos a

lo largo de un intervalo de varios

años

Posibles dificultades en la aplicación de

herramientas computacionales a

redes en malas condiciones

Probabilístico 1 Técnicas de enumeración

Datos sobre indisponibilidad

forzosa y programada de componentes de

red

Examen del espectro completo de

configuraciones de red posibles

No adecuado para sistemas de transmisión-

generación de gran tamaño

Los cómputos requieren mucho

tiempo

Probabilístico 2 Técnica Montecarlo

Datos sobre indisponibilidad

forzosa y programada de componentes de

red

Índices de riesgo de conformidad con la

teoría estadística

Los cómputos pueden llevar mucho tiempo

Adapto para grandes sistemas de

Generación y Transmisión

Determinístico-probabilístico mixto

Combinación de los algoritmos de

Determinístico 1 + Probabilístico 2

Conjunto completo de los datos específicos enumerados

anteriormente

Alternativa Básica optimizada sobre un horizonte de varios años asociado a una evaluación detallada

de los índices de riesgo

Esfuerzo computacional

proporcionado a los resultados

suministrados

Tabla 3 – Comparación entre métodos determinístico, probabilístico y mixto.


4.3.2 Planificación a Mediano y Corto Plazo

La planificación a mediano y corto plazo se basa en los resultados obtenidos desde la primera “capa” y se centra en las actividades denominadas de “comprobación de rendimientos”. Se trata de análisis de sistemas de alimentación eléctrica muy familiares que informarán al planificador acerca de la posibilidad de que aparezcan problemas de naturaleza específica que deban resolverse antes de seleccionar y consolidar las alternativas de transmisión con la lista de inversiones correspondiente. En términos generales, estas actividades consisten en análisis de flujo de carga, cálculos de cortocircuitos y compensaciones de reactivo (Var).

La ejecución de las pruebas de rendimiento deberá tener en cuenta las restricciones adoptadas en el funcionamiento del sistema. Por lo tanto, en esta etapa, el intercambio de información entre el operador del sistema y el planificador se convierte en un elemento clave y es la razón por la cual en muchos países, el operador del sistema también se encarga de la planificación (p.ej.: Italia, Francia, España, Inglaterra y Gales, Irlanda, etc.). En el Perú, la entidad que podría encargarse de las pruebas de rendimiento en la planificación a mediano y corto plazo podría ser aquella que presente el conocimiento más exhaustivo sobre el estado actual del sistema compuesto de generación-transmisión.

Entre las pruebas de rendimiento, el aspecto más crucial en el SEIN viene representado por la gestión de potencia reactiva. En efecto, aunque el sistema ha sido diseñado para ofrecer una transferencia de potencia activa adecuada y fiable, pueden aparecer perfiles de tensiones inaceptables como consecuencia de la falta de márgenes de potencia reactiva. Por ejemplo, en la actualidad, una única contingencia en el área de Mantaro puede provocar un problema de control de tensión que induzca valores de alta tensión muy elevados en la propia Mantaro (entorno a los 240 kV) en las horas de punta, y otros mucho más bajos en Lima (entorno a 210 kV). Es más, en algunos casos, durante las horas de punta (18:30-20:30), el gran centro de carga de la región de Lima ofrece poca o ninguna reserva de potencia reactiva, lo que obliga al S.O. a poner en marcha, en Lima, costosas unidades térmicas y reducir el flujo de potencia proveniente de la central eléctrica de Mantaro. Más allá de los aspectos económicos, márgenes de potencia reactiva insuficientes pueden llevar a posibles colapsos de tensión con el consiguiente corte del suministro eléctrico.

La compensación de Var shunt puede optimizarse mediante diferentes funciones objetivo (FO), como por ejemplo: a) inversión mínima; b) solución técnico / económica óptima (incluidos tanto los costos de inversión como el ahorro

en la reducción de pérdidas Joule); c) distribución uniforme de los recursos de potencia reactiva.

Si se adopta la primera función objetivo, la finalidad consiste en determinar el costo de expansión mínimo en la compensación Var; en términos matemáticos, la FO se describe de la siguiente manera:

∑∑ +===

Rc N

iRiRi

N

icici qCqCOF

11

NC,, NR = número de emplazamientos candidatos para la asignación de capacitores o reactores, si son necesarios; qC , qR = subconjunto de la variable de control vector “u” relevante al capacitor o reactor

equivalente a la inyección de potencia reactiva;


CC, CR =costo de inversión unitaria de la compensación VAR. Partiendo de la solución de expansión mínima, pueden determinarse las inversiones

adicionales comparando el ahorro que puede resultar de la reducción de las pérdidas anuales con los costos anualizados de los equipos de Var shunt. A continuación, la FO “b)” se traduce en términos matemáticos como sigue:

( )( )uPPdCqCqCFO Lo

LPMWh

N

iRiRi

N

icici

Rc

−+−−= ∑∑== 11

donde: PL representa el valor de las pérdidas reales en el sistema, CMWh es el costo estimado del MWh en el año de proyección, dP es el factor de reducción de pérdidas, 0

LP es el valor mínimo de las pérdidas que puede obtenerse para el caso de referencia con Rc qq , . La solución asociada a esta FO requiere un gran esfuerzo de inversión y, por consiguiente, mayor disponibilidad financiera por parte de las TransCo y DiscCo en las que se vayan a instalar los equipos. En la Fig. 14 podemos observar una comparación de las soluciones obtenidas adoptando la FO “a)” con respecto a la FO “b)”. El caso se refiere a un estudio aplicado a la red italiana de tensión extra alta (EHV) de 380-220 kV.

Fig. 14 – Comparación costo / beneficio. a: beneficio anual relativo al ahorro energético; b: costo anual de

instalaciones adicionales; c=a-b: ingresos anuales.

Puede adoptarse una tercera estrategia centrada únicamente en el criterio de seguridad, es

decir, la distribución uniforme de recursos de potencia reactiva: ( )

∑

=

=

gN

i gi

gi

AuQ

OF1

2

con giQ : potencia reactiva generada por la unida i-th, giQ : la potencia nominal de la unidad i-th y gN : el número de generadores controlados. Esta solución permite distribuir equitativamente los recursos de reactivos entre los generadores, pero requiere una inversión general en


compensación Var mayor que la cantidad mínima necesaria para cumplir con las limitaciones técnicas.

En lo que respecta a las limitaciones de los problemas, éstas están esencialmente relacionadas con perfil de tensión deseada, los límites de capacidad del generador y los márgenes de seguridad. El criterio de seguridad N-1 se adoptará en algunas áreas o con referencia a algunas contingencias críticas; éstas pueden seleccionarse tras un procedimiento de análisis de contingencia aplicado a las condiciones de funcionamiento más significativas. El modelo matemático del conjunto de limitaciones se describe como sigue:

( ) ( )( ) ( ) ( )

5bi

4i

2i

1i

2

31

i

i

i

i

i ,,,

I i ,,,

Iqqq

Irrr

Ivvv

Iqqq

IvQqrqvQvQ

IUVqrqvVV

bibi

ii

ii

ii

iibiii

ibii

∈≤≤

∈≤≤

∈≤≤

∈≤≤

∈≤≤

∈≤≤

(1)

donde la definición de los símbolos se presentan a continuación: I1 = conjunto de barras de generación (P,Q) ;

2I = conjunto de barras de generación (P,V) ; I3 = conjunto de barras controladas en tensión – tipo (P,Q) -; I4 = conjunto de transformadores LTC; I5 = conjunto de barras con dispositivos de compensación Var shunt;

[ ]u q v r qb= , , , : variables de control qi = producción de reactivo en la barra i ∈ I1 vi = tensión perturbadora en bornes de la barra i ∈ I2 ri = relación de transformadores LTC i ∈ I4 qbi = producción de reactivo por dispositivos de compensación shunt en las barras i ∈ I5

Además de las restricciones que aparecen en (1), deben añadirse otras adicionales con el fin de incluir el criterio de seguridad preventiva. Estas últimas pueden representarse abreviadas como desigualdades:

( ) ( )( ) ( ) ( )

V V v q r q V

Q v Q v q r q Q viC

iC

b iC

i i iC

b i i

≤ ≤ ∈

≤ ≤ ∈

, , ,

, , ,

i I U I

i I

1 3

2 (2)

donde el subíndice “C” indica el valor de “post-contingencia” ( )V QiC

iC, . Los límites de post-

contingencia sobre la tensión de barra pueden diferir de los límites correspondientes del punto de

funcionamiento básicoV Vi

CiC,

. La selección de otras posibles limitaciones adicionales que

justifiquen el criterio de seguridad preventiva deberá realizarse con sumo cuidado para evitar diseñar un plan de inversiones excesivo. En lo que se refiere al SEIN, puede recomendarse un criterio de seguridad correctiva con algunas excepciones en el centro de mayor carga de la región de Lima.


En cuanto a la FO, se recomienda la adopción de la estrategia de inversión mínima para reducir al máximo el esfuerzo financiero así como a la vista de la situación de separación del sector eléctrico. En efecto, la reducción de la energía perdida relacionada con la adopción de la FO “b)” no tiene un impacto directo sobre los ingresos de las TransCO y DiscoCO.

Fig. 15 – Segunda etapa del proceso de planificación: pruebas de rendimiento del sistema

El último paso que se lleva a cabo en el proceso de planificación se centra en comprobar el

comportamiento del sistema en condiciones dinámicas. El objetivo global de estos análisis consiste en la identificación de limitaciones dinámicas que afecten a la gestión del SEIN y que tengan que ver tanto con los flujos de potencia real intercambiados como con la estabilidad de tensión. Tras la identificación de las posibles limitaciones dinámicas, se detectarán las contramedidas adecuadas. Habitualmente, estas tienen que ver con (Fig. 16): - configuraciones de protección; - ubicación y ajuste de PSS, cuando sea necesario; - definición de las medidas operativas más adecuadas para garantizar y mejorar la estabilidad

del sistema.

Second Layer: Reactive power management and assessment of the adequacy of circuit breakers

Optimisation of Var shunt compensation

Main output: - assessment of the capability of circuit breakers - recommendation for possible replacing of circuit

breakers showing insufficient capability with reference to the new reinforced network

Main output: - sizing and optimal location of the Var shunt

compensation

Short circuit calculations

Note: all the analyses are performed in AC mode


Fig. 16 – Tercera etapa del proceso de planificación: análisis del comportamiento dinámico del sistema planificado

Estos análisis representan el enlace final entre la planificación y el funcionamiento del sistema, y sus resultados ayudan a definir las reglas y procedimientos operativos (p.ej.: desvíos de frecuencia aceptables máximos). Nótese que la ejecución de análisis dinámicos requiere la utilización de un simulador de sistema eléctrico compatible con oscilaciones momentáneas electromecánicas y dinámicas a largo y muy largo plazo (Fig. 17).

Fig. 17 – Modos de simulación utilizados en la planificación normal y operativa de los sistemas eléctricos

Third Layer: Dynamic Studies

Analyses of the dynamic behaviour of the system facing: - large perturbations (time domain simulations); - small scale perturbations (time domain simulations, modal

analysis)

Main output: - protection settings; - location and tuning of PSS, whenever necessary; - definition of the most appropriate operative

measures to warrant or enhance the system stability

Note: analyses in AC mode – Use of Network Simulators.


Los fenómenos que afectan a un sistema eléctrico pueden clasificarse en dos grandes categorías:

- perturbaciones importantes; - perturbaciones a pequeña escala. Entre las importantes, se examinarán las siguientes: - avería trifásica permanente en una línea de transmisión; - caída de múltiples circuitos tras una avería con causa común; - fallas en subestaciones; - desconexión de unidades de generación; - avería monofásica transitoria en línea de transmisión con reconexión (en los casos en los que

se disponga del equipo adecuado). El rechazo de los centros de carga de mayor tamaño puede resultar de interés para el SEIN,

teniendo en cuenta su estructura longitudinal.

El fenómeno dinámico principal relacionado con las perturbaciones importantes conlleva estabilidad transitoria y de tensión. Es más, en sistemas complejos compuestos por un conjunto de reservas regionales o nacionales, suelen definirse acciones coordinadas adecuadas en la etapa de planificación normal u operativa para impedir la extensión de las perturbaciones a las áreas vecinas.

4.3.2.1 Estabilidad Transitoria

El sistema se considera transitoriamente estable si:

- no se generan, en ninguna máquina del sistema, oscilaciones continuadas o crecientes en los ángulos de los rotores;

- no se detectan, en los ángulos de los rotores en ningún nodo, oscilaciones de tensión continuadas;

- no se detecta pérdida de sincronismo entre las máquinas.

Para poder obtener respuestas realistas de las simulaciones, resulta importante contar con representaciones detalladas de los dispositivos reguladores, y más concretamente: turbinas y generadores, reguladores de velocidad, sistemas de excitación.

Los resultados de las simulaciones ofrecen:

- información preliminar sobre el comportamiento dinámico del sistema, que representa una forma de comprender su seguridad operativa;

- la evolución de la generación real de potencia debida a la regulación de frecuencia primaria posterior a la caída de la unidad o el rechazo de la carga;

- el tiempo máximo de eliminación de falla (CCT) para las centrales eléctricas más importantes que indica si el sistema opera cerca o lejos de sus límites de seguridad dinámicos.

Además, en caso de detectarse algún problema, suelen proponerse la realización de investigaciones adicionales sobre los reguladores de velocidad y de tensión para mejorar la seguridad de la red interconectada global. También pueden incluirse en esta etapa recomendaciones para condiciones de funcionamiento específicas, como el desplazamiento de carga o la desconexión de líneas de enlace.


4.3.2.2 Estabilidad de Tensión

En algunos casos concretos, tras haberse producido una contingencia, puede ocurrir que la intervención de los limitadores de corriente de sobre o subexcitación de campo conjuntamente con el comportamiento dinámico de la carga lleven al sistema a un punto cercano al colapso de tensión. Si no se ponen en marcha acciones correctivas, el sistema puede de hecho caer en un estado de colapso de tensión.

La reconstrucción de dichos fenómenos requiere simulaciones de dominio a mediano y largo plazo que tengan en cuenta además dispositivos reguladores lentos como los limitadores de corriente de sobre y subexcitación de campo en las unidades de generación, las acciones del conmutador en carga en los transformadores, si los hay, la activación / desactivación de dispositivos de compensación shunt. Es más, para poder realizar simulaciones en el tiempo que representen correctamente los fenómenos reales, deben considerarse los esquemas de rechazo de carga por subtensión.

4.3.2.3 Plan de Defensa

Al trabajar con sistemas interconectados, resulta vital evitar que las perturbaciones de un área o empresa se extiendan a los demás actores. Por lo tanto, se deben forjar planes de defensa adecuados para su activación en caso de que ocurra alguna perturbación.

Las contingencias a analizar tendrán que ver con la caída del generador más importante así como el rechazo de carga. En caso de producirse alguna de estas situaciones, el planificador debe poner en práctica una sucesión de maniobras para aislar el área afectada y evitar la perturbación de todo el sistema. En particular, se subraya la necesidad de abrir las líneas de enlace.

Para este tipo de fenómenos, es oportuno realizar simulaciones de estabilidad transitoria y dinámicas a mediano plazo.

4.3.2.4 Estabilidad de Estado Estacionario

La inestabilidad en un sistema interconectado puede surgir incluso en ausencia de perturbaciones evidentes que lo afecten. Este tipo de inestabilidad está relacionada con la excitación de un modo de oscilación propia que puede no ser amortiguado adecuadamente por los reguladores de tensión y velocidad. En la Fig. 18 podemos observar un ejemplo de oscilaciones autoexcitadas entre Georgia y Florida. En efecto, este aspecto resulta especialmente importante al interconectar diferentes sistemas previamente aislados entre sí: la interconexión de las redes eléctricas cambia los modos de oscilación propios cuya amortiguación debe revisarse con extremo cuidado.


Fig. 18 – Ejemplo de oscilaciones autoexcitadas en una red eléctrica interconectada (fuente [9])

Este fenómeno concierne específicamente al SEIN, cuya estructura se ha modificado sustancialmente en los últimos años, especialmente tras la interconexión del SICN con el SIS. Es más, la interconexión prevista con Ecuador, y la posible futura con Colombia, requieren que se haga un análisis cuidadoso de los modos de oscilación propios.

El estudio de éstos fenómenos requiere un conjunto de cálculos basados en el análisis modal (cálculo de los autovalores y autovectores asociados) y simulaciones en el dominio del tiempo. El análisis modal se utiliza para detectar los modos de oscilación no amortiguados posibles y la mejor ubicación de los sistemas PSS u otras contramedidas (p.ej.: resistencias de amortiguamiento), mientras las simulaciones en el dominio de tiempo se utilizan para comprobar la efectividad de los sistemas PSS e introducir los ajustes finales.

4.3.3 Comentarios Generales sobre la Planificación a Mediano y Corto Plazo

1) Los análisis de las etapas segunda y tercera mencionadas anteriormente son independientes del método seguido en la primera para la identificación de los refuerzos óptimos de red.

2) Si partimos del análisis de la situación actual del sistema del SEIN, encontramos que los

dos puntos más importantes son: - la optimización de la compensación del reactivo; - el análisis del comportamiento dinámico esperado del SEIN frente a la expansión de la

red o de la generación.


4.3.4 Síntesis de la metodología para escenario único La metodología ilustrada para la planificación con un único escenario puede ser sintetizada con el diagrama de flujo de la Fig. 19 en el cual están también indicados, para cada paso del análisis, los instrumentos de cálculo y las categorías de datos de entrada necesarios.

LARGO PLAZO( 10-15 años )

Fase 1

Selección de la más atractivaAlternaviva de expansion de cadaescenarioFase 2Optimización de las alternativasseleccionadasbasadas en análisis probabilisticos

MEDIO-CORTO PLAZO( 3-5 años )

Evaluación y expansión por medio dedetallados sistemas de análisis depotencia• AC load-flow y margen de colapso de

tensión• Activo OPF• Perfil de tensión, Compensación y

optimización de la potencia reactiva• Estabilidad transitoria• Corrientes de cortocircuito

DECISIONES FINALES DEINVERSIONES

ANALISIS FINAL DE COSTOS

ENTRADASPRINCIPALES

PREVISION DE LACARGA EN BARRAS(LOAD FORECAST)

• NUEVAS CENTRALES DEGENERACION.POTENCIA Y UBICACION

• OBLIGACIONESCONTRACTUALES

ESCENARIOS DEEXPANSION DE LA RED:CANDIDATOS

HERRAMIENTASCOMPUTACIONALES

LODEN

SICRET/GRARE

FLOWACSIPARIO

NEWDYN/SICRECTINEW

• COSTOS COMBUSTIBLE

• COSTO DE RIESGO• INDISPONIBILIDAD-FORZADA

Y PROGRAMADA DECOMPONENTES DE SISTEMA

• CRITERIOS FIABILIDAD

• OBJETIVOS DE CALIDAD DETENSION Y FRECUENCIA

• LIMITACIONESOPERATIVAS

•

COSTOS COMBUSTIBLE

•

•

Fig. 19 : Síntesis del procedimiento de planificación y de los relativos instrumentos de cálculo usados por el CESI


En la Tabla 4 se resumen los objetivos, las acciones a cumplir y los criterios de fiabilidad a adoptar para los varios pasos del proceso de planificación.

Objetivos Acciones Criterio de fiabilidad ♦ Elección preliminar del plan de

expansión a los mínimos costos de inversión

♦ Investigación de las posibles alternativas de expansión para la red

• Determinístico: N y los N-1 adoptados

♦ Verificación de los criterios de fiabilidad establecidos en la planificación a través de un análisis probabilístico

♦ Estimativa de los índices de riesgo para el análisis de la relación riesgo/beneficio para inversiones adicionales

• Probabilístico: Con la subsiguiente optimización

♦ Verificación de cumplimiento de los criterios técnicos de planificación en condiciones de estado estable a través de: optimización de la transmisión de potencia activa y el balance de la potencia reactiva

♦ Análisis del flujo de carga y de los niveles de cortocircuito; definición cuidadosa de los costos de operación y perdidas; definición de costos adicionales de inversión.

• Determinístico: N y los N-1 adoptados

♦ Verificación de cumplimiento de los criterios técnicos de planificación en condiciones de estado transitorio

♦ Análisis de la operación de la red considerando fallas y perturbaciones

• Determinístico: Fallas seleccionadas en red para N y los N-1 adoptados

Tabla 4: Objetivos, acciones y criterios de fiabilidad de la metodología de planificación para el SEIN.

4.4 Metodología de planificación para escenarios múltiples Como hemos mencionado anteriormente, la planificación a largo plazo es la que está

sujeta a la mayor incertidumbre; además, las inversiones relacionadas con la elección realizada en esta etapa son por lejos las más importantes en todo el proceso de planificación. Por lo tanto, pueden aplicarse herramientas adicionales al proceso básico de planificación para ayudar al planificador a tomar la decisión final. La oportunidad de aplicar criterios de planificación multiescenario está ligada a la presencia de factores de incertidumbre tan amplios para conducir a la elección del desarrollo de la red, y por lo tanto a inversiones, sensiblemente distintas según los escenarios de desarrollo que se consideren. Se debe notar que, a nivel de planificación a mediano-largo plazo, existe siempre una incertidumbre de base que está ligada a la hipótesis de la evolución de la demanda. De norma, este tipo de incertidumbre no requiere la aplicación de métodos multiescenario, en cuanto la posible desviación de la evolución de la carga, como ya previsto, no produce discontinuidad, pero requiere por parte del planificador el uso de una “planificación deslizante” anticipando o postergando ciertos planos de inversiones. Solo en casos extremos de variaciones del aumento de carga, puede resultar necesario revisionar completamente los planos de desarrollo de la red y, por lo tanto, construir un escenario alternativo al de base.

Muy distinta es la situación en la cual el verificarse o no de un evento crea una discontinuidad de sistema eléctrico rindiendo necesario un refuerzo de la red, en caso contrario no previsto o dualmente, haciendo antieconómico un refuerzo previsto.


El concepto básico de los métodos multiescenario consiste en que, una vez conocida la situación actual del sistema teniendo en cuenta todos los factores de incertidumbre detectados, pueden aparecer varios escenarios futuros, cada uno con una probabilidad determinada. La idea consiste en optimizar cada escenario individual sin tener en cuenta los factores de incertidumbre y determinar una estrategia de expansión óptima que se ajuste a los índices de fiabilidad aceptados (véase la Fig. 13).

Subsiguientemente, se realiza una elaboración posterior en cada una de las diversas soluciones óptimas asociada a una estimación de la probabilidad relevante de que se lleven a cabo (véase la Fig. 20).

Fig. 20 - Aplicación del método de escenarios múltiples para la definición de la solución de compromiso "óptimo"

4.4.1 Determinación de los factores de incertidumbre y posibles escenarios futuros Los factores de incertidumbre que pueden requerir del recurso a métodos multiescenario,

en el caso del SEIN son de dos tipos:

- la puesta en funcionamiento de nuevas unidades de generación; - la conexión a nuevos centros de carga (p.ej.: polos industriales).

Los dos factores enumerados anteriormente pueden provocar discontinuidades en la

evolución del sistema, lo que a su vez crearía problemas a la hora de seleccionar el tipo de expansión de red. Por ejemplo, en el caso que aparece en la Fig. 21, la opción de construir una nueva línea está estrechamente ligada a la puesta en servicio en una nueva central eléctrica.

Procedimiento Listado de acciones nb. N

Escenario nb. N

Procedimiento Listado de acciones nb. 2

Escenario nb. 2

Procedimiento “clásico” de planificación

Listado de acciones nb. 1

Escenario nb. 1

Criterio de escenario múltiple

LISTADO FINAL DE LAS

ACCIONES


La tendencia al aumento de la carga puede obligar a recurrir a métodos de escenarios múltiples únicamente en caso de que el porcentaje anual del crecimiento de la demanda se estime en cifras muy altas y una desviación imprevista de la predicción básica pueda provocar, ya sea un retraso en el periodo de recuperación de nuevas inversiones (caso de haberse sobreestimado el aumento de carga), o una adecuación insuficiente de la red de transmisión (caso de haberse subestimado el crecimiento de carga). Este es el caso, por ejemplo, de algunas regiones de China, en las que el aumento medio de la demanda se encuentra en torno al 10% anual, mientras que en Perú, la evolución de la carga sigue una tendencia más suave, tal y como se recuerda en el párrafo 3.2. Las desviaciones de la estimación de un aumento medio de carga anual de alrededor del 5% pueden resolverse con bastante facilidad anticipando o posponiendo los planes relativos a los refuerzos de la red.

Fig. 21 – Posibles alternativas para la conexión de una nueva generación cuando se considere creíble.

Otro factor de incertidumbre importante tiene que ver con el desarrollo de la generación distribuida, que afecta no sólo a la red de distribución propiamente dicha, sino también a los flujos de potencia en la red de transmisión. Sin embargo, según la información disponible hasta el momento, este aspecto se puede despreciar en el Perú actual.

4.4.2 Selección de la estrategia de expansión El material científico recientemente publicado incluye gran cantidad de soluciones para

resolver la planificación de múltiples escenarios. Los diversos métodos están relacionados básicamente con la “actitud de riesgo” del planificador y las limitaciones económicas. Pueden proponerse tres posibles estrategias:

- criterio de costo esperado (CE); - criterio de costo de oportunidad máximo (COM); - criterio Hurwicz.

4.4.3 Criterio de costo esperado El criterio de CE asocia una probabilidad a cada escenario: se obtiene un costo esperado

para cada alternativa, pesando los promedios de los costos de los diferentes escenarios. La elección se hace sobre la base del costo esperado mínimo ([12],[13]).

El ejemplo mostrado a continuación ayuda a comprender mejor el método. Siendo Fkott el costo de expansión asociado al escenario genérico Sk, pk la probabilidad de ocurrencia y Solution-i la solución genérica (trayecto de inversión para una estrategia determinada), asumiremos que hemos calculado los costos de expansión que se enumeran en la Tabla 5.

G

Posible nueva generación

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3: aplazamiento de laconstrucción de una nueva línea,considerando la escasa credibilidad oprobabilidad de la puesta en marcha de lanueva generación


Método de Costo esperado (o costo promedio) fkott Pk Solución-1 Solución-2 Solución-3

S1 100,00 0,20 100,00 130,00 125,00 S2 90,00 0,15 135,00 90,00 132,00 S3 125,00 0,30 140,00 127,00 125,00 S4 75,00 0,07 90,00 75,00 100,00 S5 130,00 0,28 130,00 180,00 135,00

CM 124,95 133,25 127,01

Tabla 5 – Método de Costo esperado

La solución más rentable sería la 1, si los escenarios 1 o 5 fueran ciertos. De forma parecida, la Solución-2 es la mejor para los escenarios 2 y 4, y la 3 para el escenario 3. En efecto, ninguno de los escenarios es seguro, sino que están todos asociados a una probabilidad. Si evaluamos el costo promedio (CM), obtenemos un índice relativo a la rentabilidad económica de una solución genérica. Si definimos el costo promedio (CM) para la solución i-th como sigue:

∑= k kiki pSCM * llegamos a la conclusión de que la solución más ventajosa es la “Solución-1”.

4.4.4 Criterio de costo de oportunidad máximo El criterio de costo de oportunidad máximo (COM) se compone de la siguiente serie de

pasos: - averiguar el costo del mejor plan de inversión para el escenario; - en cada escenario, medir la “pérdida” para cada alternativa como la diferencia entre el

costo de la alternativa dada y la mejor alternativa para ese escenario; - identificar la pérdida máxima para cada alternativa, ponderada con la probabilidad de

ocurrencia del escenario relativo; - seleccionar la alternativa con el valor mínimo. Esta alternativa implica el costo adicional más bajo en el escenario más adverso, y

generalmente representa una opción más costosa con respecto al CE. Los dos criterios no llevan necesariamente a la misma conclusión: el CE tiene en consideración todos los casos ponderados por valores de probabilidad, pero puede pasar por alto el efecto de un evento importante con una probabilidad reducida. Con referencia al ejemplo que aparece en el párrafo anterior, hemos visto que la solución propuesta era la “1”, que resulta adecuada si se materializan los escenarios S1 o S3. Por otra parte, la expansión del sistema de la “Solución-1” implica que éste no estará optimizado para el resto de los escenarios. El criterio de COM se basa en un índice de calidad

ikR de la expansión de red propuesta relativo a la desviación lineal de la solución óptima de cada escenario:

kottikik fSoluciónR −= Si aplicamos el índice de calidad anterior al mismo caso del ejemplo que aparece en 4.4.3,

obtendremos los valores que aparecen en la Tabla 6.


Método de Costo de Oportunidad Máximo o de “cobertura de riesgo”(hedging)

fkott R1 R2 R3 S1 100,00 0,00 30,00 25,00 S2 90,00 45,00 0,00 42,00 S3 125,00 15,00 2,00 0,00 S4 75,00 15,00 0,00 25,00 S5 130,00 0,00 50,00 5,00

R max 45,00 50,00 42,00

Tabla 6 – Método de costo de oportunidad máximo

Cada alternativa de expansión para cada escenario futuro posible conlleva una desviación del punto óptimo, que en el mejor de los casos es nulo. Para poder abarcar todas las ocurrencias posibles, el criterio de COM sugiere que se seleccione la alternativa de expansión que determina el valor mínimo entre las desviaciones máximas. En el ejemplo anterior, la solución más prudente se encuentra en el tercero: la adopción de esta solución, aunque más costosa que la 1, permite minimizar el costo de oportunidad máximo del planificador.

4.4.5 Criterio de Hurvicz Hemos visto que en cada estrategia puede determinarse la solución óptima para un escenario

definido. Pero cada escenario está asociado a una probabilidad de ocurrencia, por lo que resulta más correcto decir que cada estrategia da origen a un conjunto de inversiones que pueden abarcar desde un mínimo hasta un máximo, según el escenario que se acabe materializando. Por ejemplo, para la estrategia asociada a la “Solución-1”, según los diversos escenarios de expansión, el costo va de un mínimo de 90 p.u. a un máximo de 140 p.u. (véase la Tabla 5).

Las distintas estrategias pueden compararse introduciendo un factor que exprese la “actitud de riesgo” en las opciones que mueven el proceso de planificación. Si deseamos aceptar un riesgo “cero”, debemos escoger la estrategia que determine el menor de los valores máximos para cada escenario posible. En nuestro ejemplo, la opción elegida recae en la “Solución-3”, es decir, el método de cobertura de riesgo (hedging) (Tabla 7). Por el contrario, si aceptamos el riesgo máximo, podemos elegir la estrategia que ofrece la alternativa más económica, que en nuestro ejemplo es: la “Solución-2”, siempre que no se den los demás escenarios.

Costo mínimo y máximo para las tres estrategias consideradas en el ejemplo

descrito en el párrafo 4.4.3. Soluc-1 Soluc-2 Soluc-3

Min 90 75 100 Max 140 180 135

Tabla 7 – Costos mínimo y máximo para las tres estrategias propuestas

Para cada estrategia se puede trazar una curva (“curva de riesgo”) con la siguiente expresión matemática.

( ) minmax *1* ValValRL αα −+=

α=1 representa la condición de mínimo riesgo y α=0 la de máximo riesgo. Las tres estrategias pueden compararse, tal y como se observa en la Fig. 22.


Criterio de Hurwicz

507090

110130150170190

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

riesgo

cost

e de

la e

stra

tegi

a

Sol-1Sol-2Sol-3

Fig. 22 Método Hurwicz.

Del análisis de la curva de riesgo podemos concluir que: • la condición de mínimo riesgo conlleva la elección de la alternativa “Solución-3” (mismo

resultado que el obtenido con la cobertura de riesgo o de costo de oportunidad máximo) • la condición de riesgo máximo está asociada a la “Solución-2”.

Queda claro que el criterio Hurwicz introduce un componente subjetivo notable, que es además

su principal inconveniente.

4.4.6 Comentarios sobre los métodos de escenarios múltiples Los métodos descriptos anteriormente conllevan algunos inconvenientes. En primer lugar, su

aplicación requiere la elaboración de un número considerable de planificaciones de sistema. En efecto, queda claro que se desacoplan en dos fases (véase también la Fig. 20):

a) Determinación de una planificación óptima del sistema para todos los escenarios previstos y conjuntos de alternativas.

b) Selección de la estrategia que mejor se adapte a la incertidumbre del futuro. Además, un aspecto crucial de los criterios anteriores es la asignación de probabilidades

subjetivas a los diferentes escenarios, dado que tanto el método de CE como el de COM dependen de ellas. En efecto, la determinación de la probabilidad asociada a cada escenario es un punto crítico adicional, ya que está estrechamente ligada a la percepción que tiene el planificador de las variables sujetas a incertidumbre (p.ej.: calendario para la puesta en servicio de nuevas centrales eléctricas y ubicación de éstas). Por otra parte, cuando no pueda preverse con claridad qué método ofrecerá los resultados más fiables, puede resultar de gran ayuda para el responsable de la toma de decisiones contar con una perspectiva clara de la “estabilidad” de una solución cuando la probabilidad asociada a un escenario cambie.

Con respecto a esto, el planificador puede recurrir al procedimiento de “áreas de estabilidad”. En práctica a través del análisis de las “áreas de estabilidad” es posible individualizar la solución que resulte la mejor en el más amplio rango de variaciones de la probabilidad de ocurrencia de los varios escenarios examinados. Esto consiente la mitigación del riesgo de la decisión final que se encuentra a tener que tomar el planificador. De hecho, el método basado en el examen de las Áreas de Estabilidad constituye una típica aplicación de la teoría de las decisiones.


4.4.7 Áreas de estabilidad de la solución El enfoque de las “Áreas de estabilidad” asume la probabilidad del escenario como variables.

Partiendo de los escenarios básicos posibles, se aplican tanto el método de CE como el de COM para hallar la alternativa óptima. Combinando los dos conjuntos de resultados, el planificador puede estimar el grado de estabilidad que ofrece una alternativa seleccionada al modificar la probabilidad asociada a los escenarios.

El siguiente ejemplo, que surge de la aplicación del método a una red real, puede ayudarnos a entender mejor el concepto. Supongamos tres escenarios distintos, caracterizados por tres tasas de crecimiento de la demanda de potencia diferentes así como por la expansión de la nueva generación. Los costos de las arquitecturas de red óptimas (A1, A2 y A3) para los tres casos aparecen resumidos en la Tabla 8. Por lo tanto, en un primer momento se han aplicado los enfoques de CE y COM. En las Tabla 9 y Tabla 10 podemos observar el valor esperado del costo asociado a los 3 escenarios y el costo de oportunidad máximo ponderado, evaluado como se ha explicado anteriormente para cada alternativa; también se señalan las probabilidades relativas a cada escenario. Del análisis de la Tabla 9 y la Tabla 10, concluimos que la alternativa recomendada por los enfoques de CE y COM son la A1 y la A3, respectivamente (en negrita). Nótese que en este caso, los enfoques de CE y COM provocan la selección de opciones distintas.

Construcción Pérdidas Interrupción Total

A1 1447,85 892,85 145,17 2485,87 A2 2298,60 1115,30 143,59 3557,48 A3 2773,38 952,20 207,91 3933,91

Tabla 8 – Costos de las tres alternativas: A1, A2 y A3 (kUS$)

Escenario

1 Escenario

2 Escenario

3 Costo

esperado A1 2485,87 3666,59 5299,46 3661,55 A2 2758,06 3557,48 5518,82 3768,02 A3 3431,70 3704,93 3933,49 3666,44

Tabla 9 – Enfoque de CE: Matriz de decisión de costos (kUS$) (p1=0,35; p2=0,4; p3=0,25)

Escenario

1 Escenario

2 Escenario

3 Costo de

oportunidad máximo

A1 0,0 43,64 341,49 341,49 A2 95,27 0,0 396,33 396,33 A3 331,04 58,98 0,0 331,04

Tabla 10 – Enfoque de COM: Matriz de decisión de costos de oportunidad ponderados (kUS$) (p1=0,35; p2=0,4; p3=0.25)

Por último, en la Fig. 23 podemos apreciar las áreas de estabilidad para los enfoques de CE, COM y CE–COM. Estas áreas se han obtenido modificando aleatoriamente los valores de las ponderaciones de escenarios, siempre en conformidad con la limitación de que la suma de todas las ponderaciones debe ser igual a 1, y determinando la solución óptima para cada conjunto de probabilidades. Del análisis de la Fig. 23 podemos concluir que los tres enfoques ofrecen la alternativa A3 como la solución en la mayor gama de ponderaciones.


p2

p1

1

.6

.4

.2

0

.8

1.6.4.20 .8

A3

Enfoque CE

A1

A2

p2

p1

1

.6

.4

.2

0

.8

1.6.4.20 .8

Enfoque COM

A3A1

A2

p2

p1

1

.6

.4

.2

0

.8

1.6.4.20 .8

–Enfoque CE-COM

A3A1

A2

p2

p1

1

.6

.4

.2

0

.8

1.6.4.20 .8

A3A3A1A1

A2A2A2

p2

p1

1

.6

.4

.2

0

.8

1.6.4.20 .8

A3A3A1A1

A2A2A2

p2

p1

1

.6

.4

.2

0

.8

1.6.4.20 .8

A3A3A1A1

A2A2A2

Fig. 23 – Áreas de estabilidad

La aplicación de la Teoría de la Decisión para la planificación a largo plazo del SEIN puede, por una parte, justificarse únicamente por los factores de incertidumbre que crean posibles interrupciones (p.ej.: la construcción o no de una nueva central eléctrica) o por otra, generar alternativas de expansión de red con costos asombrosamente desiguales entre sí (p.ej.: emplazamiento de nuevas centrales eléctricas: construcción de la central eléctrica en yacimientos de gas con un enlace que la conecte al eje troncal del SEIN o construcción de un gasoducto hacia los centros de carga o próximo al sistema de transmisión principal).

Por el contrario, las variables inciertas que se desvían suavemente de la predicción básica (p.ej.: crecimiento de la demanda de carga) pueden controlarse ajustando los planes de refuerzo de la red mediante la anticipación o el retraso de determinadas inversiones (p.ej.: la duplicación de un circuito destinado a enviar energía a un centro de carga puede retrasarse si el aumento de la demanda es inferior al esperado). Con respecto a este punto, para poder reducir la incertidumbre es necesaria una predicción correcta de la carga, no sólo de energía, sino también de potencia, tal y como se menciona en el párrafo 4.3.1.1.

4.5 Planificación de las interconexiones entre sistemas de potencia

La interconexión a 220kV con Ecuador entre las subestaciones de Zorritos y Zarumilla, y más adelante en el tiempo con Colombia es parte de las opciones previstas para el desarrollo del SEIN.

Se debe destacar que, la decisión de establecer una interconexión con el Sistema Eléctrico de un País limítrofe debe ser tomada en consideración después de un análisis detallado de pre-factibilidad técnica - económica y de factibilidad técnica.

El estudio de pre-factibilidad debe esencialmente hacer referencia al hecho que las interconexiones internacionales ofrecen generalmente dos tipos de beneficios: El primero es aquel proveniente de la coparticipación de la reserva de generación de los

sistemas interconectados que se traduce en la posibilidad de retardar la puesta en servicio de parte de la nueva capacidad de producción, que en caso contrario sería necesaria para garantizar adecuados niveles de fiabilidad, así obteniendo un ahorro de las inversiones. El segundo, pero no menos importante, es ofrecido por la posibilidad de obtener

intercambios económicos de energía y potencia entre sistemas interconectados que pueden determinarse por efecto: de diferentes estructuras de costos de producción, de diferentes disponibilidades estaciónales de la producción hidroeléctrica, mas en general de disponibilidades, en uno de los dos sistemas interconectados, de

fuentes primarias para la producción de energía eléctrica en cantidad y a precios que justifiquen la transmisión de energía sobre distancias aun grandes.


Por otra parte el estudio de factibilidad técnica deberá determinar en que cantidad las interconexiones y los flujos de potencia que pueden derivar, determinan un impacto en la operación del SEIN a causa de su estructura prevalentemente radial, con los problemas de naturaleza estática o dinámica que deben ser precisamente examinados.

El tipo de análisis propuesto para la planificación de la red de transmisión y los instrumentos de cálculo, sobre el cual se fundamentan, permiten cuantificar los beneficios obtenibles en las interconexiones y de evidenciar los eventuales problemas técnicos derivados y sugerir una solución.

El análisis específico de tipo Probabilístico deberá ser desarrollado para determinar:

la adecuada capacidad de transporte de las interconexiones sobre la base de los siguientes factores:

• La mejoría de la fiabilidad del sistema gracias a la interconexión y a los posibles ahorros de inversiones en la generación igualmente garantizando un adecuado estándar de fiabilidad.

• Los posibles ahorros de inversiones en la generación que igualmente garantizan un adecuado estándar de fiabilidad

• Los volúmenes de las transacciones económicas en ambos sentidos y los ahorros en el costo del combustible respecto a la operación de sistemas separados.

La adecuación de las redes nacionales en presencia de importantes flujos de potencia provenientes desde el extranjero y la oportunidad económica de su potenciación.

Los análisis técnicos, de tipo determinístico, sea en estado estacionario que en estado transitorio, serán en cambio finalizados a individualizar:

La eventual aparición de oscilaciones no amortiguadas y las medidas a tomar para evitarlas.

Condiciones de intercambio potencialmente peligrosas sea por el riesgo de colapso de las tensiones sea por la perdida de estabilidad transitoria por efecto de perturbaciones significativas.

Toda esta parte del análisis deberá además suministrar los elementos para la definición de los Criterios Comunes de Operación que deberán ser adoptados por los operadores de los Sistemas interconectados de manera de evitar la propagación de los efectos de las perturbaciones.


5 CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN DE LA RED

5.1 Definiciones y terminología

De manera general se puede afirmar que “la formulación de los criterios de planificación está basada principalmente en la operación del sistema, del punto de vista técnico y económico, y sobre los requisitos, presentados por las autoridades competentes y por los clientes, relativos a la fiabilidad del sistema (calidad y continuidad del servicio) y su impacto sobre la economía y el medio ambiente” [CIGRE WG 37-30: “Network Planning in a Deregulated Environment”, January 2003]

Como consecuencia con el término Criterios de Planificación del sistema de transmisión se identifica el conjunto de:

Criterios Operativos, es decir las prescripciones técnicas que se deben respetar en operación como los límites de Capability de los componentes, el perfil de tensión (Vmin y Vmax) y los límites de desfasaje angular en régimen permanente, los límites de frecuencia en estado transitorio;

Criterios determinísticos de fiabilidad, es decir de severidad de las contingencias de red (N, N-1, N-x) que el sistema puede soportar sin violar los Criterios Operativos;

Criterios de Fiabilidad Probabilísticos, es decir el valor límite superior para los índices probabilísticos de Riesgo (LOLP, LOLE, EENS, etc.);

Factores de Justificación Económica (Economic Rationale) que gobiernan las decisiones, como por ejemplo: los Costos de la Energía No Suministrada (EENS), las Pérdidas de Transmisión, los Costos de Operación (Combustible) y aquellos para la solución de las Congestiones de Red.

5.2 Aplicaciones al Sistema Peruano

La metodología de planificación propuesta por el Consultor para el sistema de transmisión del SEIN, utiliza indistintamente los criterios arriba citados según el horizonte temporal considerado. En particular en la planificación a “largo plazo” los criterios de Fiabilidad propuestos son del tipo tanto determinístico (Fase 1) como probabilístico (Fase 2), mientras que para el “mediano y corto plazo” son solo del tipo determinístico.

5.2.1 Criterios Operativos

Los criterios operativos constituyen un denominador común para los análisis técnicos de ambas fases de la planificación. Ellos son establecidos por el NTOTR (Norma Técnica de Operación in Tiempo Real) y constituyen actualmente una referencia para los operadores que actúan en el sistema.

En la planificación a “mediano y corto plazo” ellos aparecen como restricciones explícitas en los análisis de “Verificaciones de Funcionamiento (performance checks)”, tanto en estado


estacionario como dinámicos, y en los análisis de OPF (Optimal Power Flow) para la determinación de los niveles de compensación de la potencia reactiva.

En la planificación a “largo plazo” en la cual el proceso decisional hace referencia a los resultados de los análisis de fiabilidad estática (adecuación), realizados utilizando el modelo de red en “corriente continua”, los criterios relativos al perfil de tensión y a los límites de ángulo se tiene en cuenta implícitamente reduciendo los límites de capacidad de transporte de las líneas de transmisión. Reducción que puede alcanzar hasta al 50% del correspondiente límite térmico en el caso de líneas largas comprendidas en una estructura de red prevalentemente radial (ver párrafo 4.3.1.2.3).

Subrayamos que la definición de criterios operativos tiene un impacto relevante en la planificación del sistema, en particular para lo que se refiere a las inversiones. Actualmente, los criterios operativos y de calidad establecidos (NTOTR y NTCSE) resultan para algunos aspectos particularmente exigentes (p.ej. los limites de tensión), hasta tener que clasificar en muchos casos el estado de funcionamiento del SEIN en condiciones de “alerta” y en diferentes casos hasta de “emergencia” (ver cap. 7.1). Por lo tanto, el Consultor sobre la base de su experiencia en la planificación de sistemas eléctricos y del conocimiento del sistema eléctrico peruano, propone la adopción de los siguientes Criterios Operativos cuyo respeto deberá ser garantizado en fase de verificación de los criterios determinísticos de fiabilidad, en condiciones de régimen permanente y en condiciones dinámicas: Tensión:

• Estado Normal: Se debe mantener un nivel de tensión en todos los nodos del SISTEMA DE TRANSPORTE comprendido entre 0.95 y 1.05 por unidad en las barras de 220, 138, 69, 60 y 50 kV

• Estado de Emergencia: Se debe mantener un nivel de tensión comprendido entre • 0.90 y 1.10 por unidad en todos los nodos con tension de 220 kV • 0.90 y 1.05 por unidad en todos los nodos con tensión igual o menor de 138 kV.

Frecuencia:

• Comprendida entre 59.64 y 60.36 Hz (variación máxima ± 0.6%) en condiciones normales

• Comprendida entre 59.0 y 61.0 Hz a régimen luego de una falla de red o de grupo Nota: los valores mencionados son coherentes con los resultados de estudios detallados realizados por el COES en el ámbito de la definición de los planes rechazo de carga. Máxima sobrecarga en condiciones N-1 de red:

• Líneas: 1.2 en p.u. del valor máximo en condiciones normales • Transformadores: 1.3 en p.u. del valor máximo en condiciones normales.

Nota: estas sobrecargas son aceptadas por un límite de tiempo 20 min en el caso de las. Para los transformadores el tiempo límite de sobrecarga depende de las características del sistema de refrigeración. Factor de potencia de la carga


• Se recomienda un factor mínimo de potencia de la carga equivalente en las barras EHV y HV igual a 0.9

Fallas aceptables El sistema tendrá que soportar, sin perder la estabilidad de su funcionamiento, por lo menos la siguiente secuencia de fallas y maniobras:

• Falla monofásica – apertura a los 100 ms – recierre no exitoso (a los 300-500 ms) – apertura definitiva trifásica.

Se debe resaltar que los límites mencionados se deben considerar como valores iniciales de referencia para el desarrollo del proceso de planificación. La validez, sobre el perfil técnico-económico, podrá ser objeto de verificaciones, y si fuera necesario, se deberá proceder a su afinamiento. Subrayamos que el proceso de ajuste es de tipo iterativo estando necesariamente basado en los resultados de estudios aplicados al SEIN.

Además el Consultor propone que, por medio de adecuados estudios, sean definidos los siguientes Criterios de Desempeño mínimo, de los cuales se indican a continuación algunas indicaciones de carácter preliminar:

• Límites de trasferencia de potencia (y por lo tanto límites de ángulos) entre las Áreas para evitar fenómenos de oscilaciones no amortiguadas; - indicación: el objetivo a lograr es aquel de aprovechar del total de la capacidad de los corredores inter-área. Dicho objetivo puede ser logrado de forma “incremental” a partir de los limites de trasferencia de potencia a evaluar a través de un estudio dedicado. Dicho estudio tiene que basarse sobre evaluaciones de tipo dinámico. En una primera fase se definirá cual puede ser el limite de potencia máximo admitido una vez que se haya garantizado la estabilidad del sistema frente a disturbios de pequeña intensidad (estabilidad a las pequeñas oscilaciones o steady-state stability). A partir de los valores así definidos se evaluaran los limites admitidos que permitan hacer frente también a eventos de grande intensidad (estabilidad a las grandes oscilaciones). Este ultimo análisis no tiene que ser limitado a la estabilidad transitoria, sino tiene que examinar también la estabilidad de la tensión a través de simulaciones de larga duración (que pueden superar el minuto). Para poder garantizar con la necesaria precisión los valores limites de transferencia de potencia, se sugiere proceder a un análisis de tipo paramétrico a partir de las condiciones más criticas de red (p.ej. carga pico con diferentes despachos) de manera de aumentar progresivamente los flujos de potencia inter-área hasta alcanzar el limite de estabilidad tras eventos de grande entidad (p.ej. apertura de línea luego de una falla o salida de un grupo).

• Márgenes de potencia reactiva en cada una de las áreas, para evitar el colapso de las tensiones en caso de pérdida de grupo en la misma área; - indicación: cada uno de los grupos debe garantizar un margen de reserva tal que frente al fuera de servicio de una unidad, las demás unidades de la región permitan hacer frente al déficit (caso de sobreexcitación) o surplus (caso de subexcitación) de reactivo3

3 En consideración de la estructura radial del SEIN, el criterio sugerido tiene el objetivo de minimizare el transporte inter-área de reactivo.


• Disponibilidad de márgenes de potencia activa en cada una de las Áreas para consentir, en caso de su funcionamiento en isla luego de una falla de red, el ejercicio, también con carga reducida, y la sucesiva re sincronización y recuperación de la carga - indicación: el sistema en su totalidad tiene que tener una reserva rotante en grado de hacer frente al disparo del grupo más grande en servicio. Sin embargo, la distribución de la reserva entre las áreas está relacionada con los limites de transferencia de potencia de manera de no superar dichos limites más allá de un dado intervalo en condiciones transitorias.

5.2.2 Criterios determinísticos de fiabilidad

La aplicación de criterios determinísticos en la planificación del desarrollo de la red de transmisión es aún muy difundida en el ámbito internacional. Ella implica la elección de apropiados “Criterios de contingencia” (N, N-1 o N-x) cuya aplicación sistemática concurre a determinar un plan de expansión de la red que de todas formas debe ser también económicamente “apropiado”.

La difusión en la aplicación de Criterios determinísticos viene por una parte a la relativa simplicidad conceptual y aplicativa: se trata de realizar un número limitado de verificaciones, para un número limitado de situaciones de generación y carga, cuyo resultado es del tipo “Si o No” (Sistema fiable o no fiable). En segundo lugar, reflejan el enfoque a la fiabilidad utilizado por el Operador de Sistema que predispone la operación de manera de poder afrontar aquellas contingencias que su experiencia considera por un lado “creíbles” y por el otro potencialmente más gravosas.

Según las características estructurales de la red de transmisión, en particular del grado más o menos extenso de mallado, la aplicación de tales criterios determinísticos en la planificación a “largo plazo” puede llevar a sistemas sobre-dimensionados.

Para la planificación a “mediano y corto plazo” del sistema peruano el Consultor propone la adopción de los siguientes Criterios Determinísticos de Fiabilidad, del tipo estático y dinámico.


Condiciones de red

Separación de red (Si/No)

Condiciones de operación aceptables

Condiciones normales de estado permanente

No

Componentes de red (líneas y transformadores) y perfil de tensión dentro de límites de “estados normales”.

Generadores dentro de los límites de capability con márgenes predefinidos

No

Sistema preventivo seguro: post falla carga o componentes de red y perfil de tensión dentro de límites de “estado de alerta”.

Generadores dentro de los límites de capability (*)

Contingencia única

Estado permanente

Si

Mínima cantidad de alivio de carga sobre la base de desbalance carga/generación.

Balanceo de generación y absorción de reactivo.

No

Sistema dinámicamente estable frente a:

- Transitorios electromecánicos (estabilidad transitoria);

- Colapso de tensión;

- Oscilaciones interáreas (estabilidad estática)

Contingencia única

Condiciones dinámicas

Si Equilibrio generación/carga mediante alivio de carga o desconexión automática de generación

Criterio determinístico de fiabilidad

Contingencias extremas (dobles o múltiples)

Cualquier caso

Prevención de eventos incontrolados en cascada y alivio de carga incontrolado mediante la activación de planes de defensa

(*) Actualmente este requisito se cumple desde el punto de vista de la “seguridad estática” en la áreas Norte, Centro-Sierra y Sur, pero no en el Centro-Costa (Lima). El objetivo propuesto por el Consultor para la planificación de la red es la de tener un sistema de “prevención segura” en todas las áreas del SEIN.

Tabla 11 – Propuesta de criterios determinísticos de fiabilidad

Los análisis de red de tipo estático y dinámico pueden ser desarrollados de manera correcta con el PSS/E de PTI. Para poder disponer de un ambiente software altamente integrado que permita análisis determinísticos (load flow, Active and reactive OPF, cortocircuitos, dinámicas electromecánicas de largo período, static and dynamic network equivalents), y para análisis


probabilísticos, el Consultor señala la posibilidad de recurrir al sistema SPIRA asociado al simulador de red SICRE, ambos desarrollados por el Consultor mismo.

Un ejemplo de aplicación del Criterio Determinístico “N-1 de Red” al sistema peruano, se ilustra en el capítulo 7 siguiente. Dicho capítulo incluye también un análisis de situaciones de emergencia del sistema desarrollado teniendo en cuenta los Informes de Fallas suministrados en el ámbito de proyectos ejecutados para el COES

5.2.3 Criterios probabilísticos de fiabilidad

La metodología de planificación a “largo plazo” (parágrafo 4.3.1.2.3) prevé el utilizo del índice cuantitativo de riesgo EENS (Expected Energy Not Supplied en MWh/año) para el cual es oportuno definir un valor del límite superior (eensmax), expresado en p.u. de la demanda total anual. Esto implica que el sistema sobre le cual se planifica el desarrollo no deba en todo caso, presentar un Riesgo superior a tal límite.

Según la literatura internacional y la experiencia del Consultor, tal límite varía según las dimensiones del sistema y del Costo Unitario asignado al Riesgo (US$/kWh no entregado), colocándose generalmente en el intervalo comprendido entre 1*10-5 y 1*10-4.

En el caso de Perú, asignando al Riesgo (Energía anual no suministrada) un Costo Unitario igual a 2US$/kWh (valor que se coloca dentro sea de valores recabados de experiencias internacionales de black-out, sea de valores adoptados para la planificación de sistemas similares al del Perú) es razonable asumir un valor límite del riesgo total en p.u. del sistema igual a eensmax = 10-4

.

El criterio propuesto debe entenderse aplicado al conjunto del sistema mallado y radial del SEIN.

Tal valor se justifica también sobre la base de las siguientes evaluaciones que podemos considerar totalmente preliminares.

Siendo actualmente la demanda en Perú de aproximadamente 20 TWh/año, el valor límite de Energía No Suministrada (EENS) a considerarse en el proceso decisional de planificación será igual, adoptando el límite de eens antes indicado, a 2∗106kWh/año y por lo tanto el límite superior del Costo del Riesgo será igual a 4∗106 $/año, a los cuales corresponde un valor capitalizado, sobre una base de treinta años y una tasa de descuento del 10%, igual a 38∗106 $.

En la hipótesis que 1/3 de tal riesgo se deba al sistema de transmisión y el restante 2/3 al sistema de generación, según una proporción normalmente válida en un sistema “equilibrado”, se obtendría que intentar de disminuir este Riesgo a cero, justificaría la instalación suplementaria de una unidad de generación CCGT de 60MW (Ciclo Combinado) y de 125 km de líneas a 220 kV, tamaño de este equipamiento adicional del todo compatible con las dimensiones del sistema peruano.

Como ya mencionado, el proceso de planificación probabilístico a “largo plazo” se basa esencialmente sobre el cálculo del índice de riesgo EENS, que es del tipo cuantitativo dado que permite asociar un “costo anual” al riesgo del sistema.

Otros índices de riesgo son generalmente calculados junto al EENS, como por ejemplo:


- LOLP (Loss Of Load Probability) para las situaciones de pico anual o pico semanal de la



Tales índices, a los cuales es mucho más difícil asociar un Costo, son normalmente utilizados para la planificación del sistema de generación.

Otros índices como la Frecuencia y duración de los alivios de carga son principalmente utilizados en la planificación de los sistemas de distribución.

Para los objetivos de la planificación a “largo plazo” el Consultor sugiere la utilización del programa de cálculo del tipo GRARE (GRAndes Redes) (ver Anexo A), que además de los índices de Riesgo EENS calcula otros índices de tipo técnico y económico que permiten identificar las eventuales propiedades de refuerzos de la red de transmisión, como descrito en el Capítulo 8.

5.2.4 Ajuste de los criterios de planificación

Lo antedicho forma un primer conjunto de criterios de planificación a adoptarse para el SEIN. Dichos criterios son sin embargo forzosamente generales faltando los resultados del conjunto completo de los estudios necesarios para el sistema peruano.

De hecho, la definición de los criterios de planificación es un proceso iterativo que se acompaña con la fase de ejecución de los estudios de planificación. Eso vale en particular para poder ajustar cada vez más los criterios operativos y de desempeño mínimos.

Resulta por lo tanto esencial proceder con análisis previsionales del SEIN identificando el compromiso optimo entre cuales podrán ser los desempeños aceptables y las necesarias inversiones en infraestructuras de red que tienen un directo impacto en la tarifa del servicio de transmisión.


6 BASE DE DATOS DEL SEIN

6.1 Datos necesarios para los estudios de planificación Los datos necesarios están relacionados con los componentes específicos de la red, es decir:

a) Areas, Zonas y Propietarios4

b) BARRAS2

c) DEMANDA2

d) COMPENSACION SHUNT2

e) LÍNEAS2

f) CABLES2

g) TRANSFORMADORES2

h) GENERADORES2

i) SISTEMAS DE CONTROL DE GENERADORES2

j) COMPENSADORES Sincrónicos2

k) MOTORES Sincrónicos2

l) MOTORES Asincrónicos2

m) INDISPONIBILIDADES2

Los estudios propuestos para la planificación del SEIN deben realizarse sobre una configuración de red que comprenda fundamentalmente los niveles de tensión de transmisión. La red relativa a los niveles de la distribución no se representa. Por lo tanto, los datos requeridos deben tener en cuenta estas consideraciones (agregación de cargas y generadores)

La base de datos suministrada en Anexo E a este Informe corresponde a una configuración de red con carga máxima y comprende los niveles de tensión desde la transmisión a la distribución.

El Consultor suministra en los Anexos E las tablas con los parámetros eléctricos de los componentes, actualizados a la fecha de preparación del presente informe. Estos datos son aquellos disponibles en el COES para la realización de los estudios que actualmente el COES está desarrollando. La base de datos suministrada en los Anexos E ha sido verificada a través de la comparación entre las simulaciones desarrolladas y los registros relevados frente a los fuera de servicio. Para un mayor detalle sobre el proceso de armado del modelo del SEIN y la fuente de los datos utilizada para su validación se anexa el Anexo C. En dicho documento se aclaran todas las hipótesis adoptadas para el armado de modelos de componentes de red y, sobre todo, de los modelos de los reguladores. Además, se han puesto en evidencia las aproximaciones sobre los datos cada vez que no fueran disponibles informaciones mas precisas. Por lo tanto, a partir de esta base de datos, se sugiere proceder a un trabajo ”incremental” de actualización de manera de reducir progresivamente las faltas de datos o mejorar su validación (ver. Par. 6.2).

Con relación a los índices de indisponibilidad el Consultor ha propuesto valores típicos utilizados en otros estudios para el Área de Sudamérica (por ejemplo Venezuela y Bolivia), dado 4: los datos se encuentran en el relativo archivo que se anexa


que las estadísticas de fallas suministradas por OSINERG no constituyen una muestra estadísticamente significativa siendo relativa a poco más de un año de ejercicio. Los valores sugeridos por el Consultor han sido mostrados en el Anexo E en la hoja “Indisponibilidades”. En el caso particular de las líneas aéreas dichos valores “de base” podrán ser oportunamente aumentados (a veces también hasta 10 veces) en las épocas del año con alta probabilidad de tiempo adverso.

Se sugiere que entre las tareas de la Entidad encargada de la planificación esté también el de recopilación de los datos de fallas de modo de ir armando un dato estadísticamente significativo (p.ej. 10 años) para la ejecución de los análisis de fiabilidad probabilística.

6.2 Recomendaciones sobre la bases de datos Esta primera versión de la base de datos, debería ser revisada y paulatinamente mejorada con

información obtenida desde ensayos, información de los fabricantes, datos de placa, etc., hasta obtener una representación conforme al sistema bajo estudio.

Se recomienda que esta primera versión se tome como referencia, porque más allá de las imprecisiones que pudiera contener, posee una documentación homogénea de todos los elementos, y consigna la naturaleza o fuente de cada dato.

Para controlar el contenido de la base de datos, se recomienda distribuir a los responsables de las plantas de generación una copia de los datos de los equipos que están bajo su control, para que éstos sean revisados por sus técnicos/especialistas, avalando u observando el contenido de manera fundada, y aporten la información disponible a la luz de los requerimientos de esta primer referencia.

En la primer revisión, es recomendable también que los propietarios de las plantas adjunten datos característicos de los equipos, tal como el fabricante, modelo del equipo (para los sistemas de excitación, controladores de turbina, etc.), y describan la tecnología empleada (para las excitatrices por ejemplo, debiera constar si son estáticas, de corriente alterna con rectificadores controlados, con rectificadores rotantes no controlados, de corriente continua, etc.). Esta información permitirá en una segunda fase, una mejor selección de los modelos de los sistemas de control para representar aquellos equipos que aún no cuentan con información respaldada por ensayos, y asociarles el desempeño que puede esperarse de ellos:

Con los datos recabados de los propietarios de las plantas de generación, debe realizarse la actualización de la información puntualizando rigurosamente la fuente de los nuevos datos y el fundamento de los cambios.

Es conveniente revisar la representación de los sistemas de control carga/frecuencia en PSS/E a partir de datos disponibles en otros simuladores, porque se pueden originar algunos inconvenientes relacionados con la base de referencia que se utiliza. En PSS/E los modelos están referidos a la potencia base (MBASE), excepto en los modelos GAST2A y GASTWD (en general, aquellos que especifican TRATE), y en otros simuladores esto podría no ser así. De modo que los datos de estatismo, que por lo común se refieren a la potencia mecánica máxima de la unidad (debieran siempre referirse a la potencia nominal o de placa, al igual que el resto de los parámetros), deben convertirse a la MBASE en PSS/E. Los datos diversos desde los que se ha extraído la información, no permiten dar cuenta de su origen y siempre se adoptó que estaban referidos a la potencia mecánica máxima. Para salvar estas inconsistencias, deberían especificarse claramente los datos a los responsables de las plantas para evitar malas interpretaciones, para caracterizar adecuadamente las respuestas de los equipos en el simulador.

El trabajo de puesta a punto y de actualización continua de los datos es seguramente facilitado por la adopción de un estándar de recopilación e intercambio de informaciones. Con esta finalidad se propone por lo tanto un formato de intercambio de datos en el Anexo D “Descripción del Formato para la Recopilación y el Intercambio de los Datos”


7 APLICACIÓN DE LOS CRITERIOS DETERMINÍSTICOS A LA RED DEL SEIN

Los criterios que se utilizan en los estudios de planificación a mediano y largo plazo deben contemplar también los criterios operativos que de acuerdo a la metodología propuesta se evalúan durante la fase de “Verificación del Funcionamiento de las alternativas de Expansión” (Performance Check). Los correspondientes límites de los criterios operativos deben ser el resultado de un compromiso entre la calidad, seguridad en operación y costos de inversiones.

Actualmente los criterios operativos que guían el funcionamiento del SEIN en condiciones normales y en condiciones de emergencia o recuperación siguen las indicaciones de la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real (NTOTR). En la operación del Sistema Interconectado Nacional (SEIN) se aplican estos criterios operativos a fin de que las empresas integrantes del SEIN tengan un marco de referencia común para la operación y para el desarrollo de estudios técnicos.

La Norma establece criterios según las siguientes categorías: ♦ Tensión ♦ Frecuencia ♦ Sobrecargas en líneas y transformadores ♦ Límites en generadores ♦ Maniobras ♦ Áreas operativas

7.1 Estimación de los criterios que satisface el SEIN

Como primera etapa para la definición de los criterios a adoptar en el proceso de la planificación se puede estimar en que medida el SEIN satisface los límites indicados en el NTOTR. Este análisis se ha desarrollado, en modo preliminar, sea a través del análisis de los Informes de Fallas suministrados en el ámbito de los diversos proyectos para el SEIN que el CESI ha seguido y que actualmente tiene en curso, sea por medio de simulaciones efectuadas para los estados estacionarios (ver cap. 7.2) y perturbados.

En acuerdo a la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, se suministran las siguientes definiciones de los posibles estados operativos del SEIN: Estado Normal. Se refiere a la condición estacionaria del sistema en la que existe un balance

de potencia activa y un balance de potencia reactiva; los equipos de la red eléctrica operan sin sobrecarga; y el sistema opera dentro de los márgenes de tolerancia permitidos para la frecuencia y tensión; Estado de Alerta. Se refiere al estado en que el sistema opera estacionariamente,

manteniendo el balance de potencia activa y reactiva, pero las condiciones del sistema son tales que, de no tomarse acciones correctivas en el corto plazo, los equipos y/o instalaciones operarán con sobrecarga y las variables de control saldrán de los márgenes de tolerancia. Al verificarse una transición al estado de alerta, el Coordinador y los integrantes del sistema deben realizar las coordinaciones y maniobras necesarias para que el sistema pueda recuperar su estado normal, de manera urgente; Estado de Emergencia. Se refiere a la condición en la que, por haberse producido una

perturbación en el sistema, la frecuencia y tensiones se apartan de valores normales y la dinámica que ha adquirido el sistema amenaza su integridad, haciéndose necesario tomar


medidas de emergencia como rechazar carga o desconectar generación en forma significativa. En este estado se suceden acciones automáticas de protección y de rechazo de carga para aislar los elementos o porciones falladas del sistema y estabilizarlo;

El análisis de los Informes de Fallas han evidenciado en el SEIN fundamentalmente problemas de tensión sobre todo en la zona de Lima que pueden llevar a un colapso en dicha zona, y problemas de oscilaciones no amortiguadas en las magnitudes potencia y frecuencia, que llevan en algunos casos al desmembramiento del Sistema Interconectado con las dificultades para la operación que dicha situación comporta. Además, las simulaciones efectuadas con el sistema completo del Perú para los escenarios de referencia [18] han confirmado los problemas antes expuestos.

Si bien el SEIN dispone de un anillo a 220 kV entorno a Lima, el sistema del Centro presenta problemas de estabilidad de tensión en esta zona, principalmente en el periodo de Avenida y en las horas de carga máxima, la contingencia simple (estado N-1) de un componente (de red o generación) puede ocasionar fenómenos de colapso de tensión. Podemos citar como ejemplo la perturbación del 10/04/2002 hora 18:15 h [14] donde debido al adelanto de la máxima demanda de hora punta y la imposibilidad de la entrada en servicio por falla de los grupos de Santa Rosa, se registró en la S/E San Juan 220 kV, una disminución sostenida en los niveles de tensión por déficit de generación de potencia reactiva en el SEIN. La disminución en los niveles de tensión se inició aproximadamente a las 18:15 h alcanzando su valor mínimo de 188,9 kV en la S/E San Juan 220 kV a las 18:48 h (según registro del COES). Fue necesario efectuar una desconexión manual de carga para evitar el colapso de la zona.

A través de las simulaciones [18] se ha verificado que en algunos escenarios no es factible la operación si no se acepta un alto degrado de la calidad en el servicio. Se aprecia, sobre todo en situación N-1 de red, un importante déficit de reactivo en la zona céntrica, el cual impide la convergencia de la solución de los casos. Se han verificado también: problemas operativos entre las unidades de la región del Centro (Moyopampa, Callahuanca,

Huampani). La alta relación de transformación de los equipos de Moyopampa (que trabaja sobreexcitado) implica tensiones altas en el sistema a 60kV y de consecuencia subexcitación en los grupos de Callahuanca y Huampani;

que la relación de transformación de 2 de los cuatro transformadores de Santa Rosa tienen una notable influencia, induciendo tensiones altas a las barras de 60 kV aún para niveles normales de 220 kV;

que es difícilmente practicable la regulación de tensión en el entorno a 1. p.u. para las barras de Chavarría y Santa Rosa 220 kV, como lo requieren los Criterios Operativos del SEIN;

que las tensiones en diversas barras del sistema de 220 kV se ven condicionadas a las máximas tensiones en 60 kV.

El SICN (Sistema Interconectado del Centro-Norte) vincula las regiones del Centro y del Norte a través de una única terna Chimbote – Paramonga a 220kV, con una longitud de 220km aproximadamente. Durante las horas de carga máxima y particularmente en la estación de Avenida, esta conexión se ve sujeta a un flujo desde el Norte hacia el Centro cercano a su capacidad de transporte. Esto trae como consecuencia que, de frente a una mínima perturbación, se genere una oscilación no amortiguada en el flujo de potencia, alcanzando valores inaceptables en la red. Las oscilaciones que se presentan sobre esta línea son de carácter electromecánico, con una frecuencia que va desde 0,5 a 0,8Hz. Podemos citar como ejemplo el evento del 25/07/2002 hora 18:10 [15] donde se presentaron oscilaciones de potencia en el área Norte del SEIN debido


a la condición operativa de carga límite en la línea L-215 (Chimbote – Paramonga 220kV). El CESI efectuó en el mes de Noviembre del 2002 pruebas en campo con las que se determino, para un especifico escenario de generación, que la capacidad de transporte por estabilidad permanente de la línea L-215 (Chimbote – Paramonga 220kV) es de 170MW aproximadamente [19]. De las simulaciones efectuadas [18] resultó que para un escenario atípico, con Mantaro fuera de servicio, este límite de transporte puede ser sensiblemente menor. El sistema del Sur y en particular el Sistema Interconectado SurEste presenta una alimentación desde las centrales Machupicchu y San Gabán a través de dos circuitos prácticamente en antena a nivel de 138kV de gran longitud, dichas centrales operan casi a plena potencia y frecuentemente se observa en dicha zona la pérdida de paso frente a perturbaciones aún de baja intensidad. Podemos citar el registro de la frecuencia en la S/E Moquegua 220kV reportado en el Informe de Falla del 05/02/2002 hora 22:28:55 [16] donde resulta, sucesivamente a la perturbación, una oscilación muy poco amortiguada e inaceptable para el sistema. Otro ejemplo lo podemos observar en el Informe de Falla del 09/10/2002 hora 13:09 [17] donde por descargas atmosféricas desconectó la línea Tintaya-Callalli y como consecuencia de la desconexión se presentaron oscilaciones de potencia en el SEIN con una amplitud y de una frecuencia inaceptable para un sistema interconectado.

Además las simulaciones han evidenciado que para diversos escenarios se encuentra frecuentemente un estado de Alerta aún en condición N de red (sin fuera de servicio de líneas o transformadores) sobre todo para la tensión.

Los análisis y las consideraciones precedentes sugieren que el SEIN en la configuración actual no respeta plenamente los criterios de fiabilidad coherentes con la metodología propuesta para la planificación de la expansión del sistema.. En particular en lo que se refiere al criterio estático de adecuación en estado N-1 y el criterio dinámico de seguridad por “grandes perturbaciones” como por ejemplo fallas monofásicas y polifásicas en particulares zonas de la red.

7.2 Ejemplos de Simulaciones en condiciones N y N-1 de la red

Más allá del diagnostico sobre los criterios que satisface el SEIN, el CESI ha desarrollado una serie de simulaciones para verificar directamente el respeto de los criterios estáticos y dinámicos de operación.

Las simulaciones desarrolladas fueron tanto de tipo estático como dinámico; en particular:

- cálculos de flujo de carga;

- análisis de steady-state security assessment con especial cuidado a la evaluación de la distancia del colapso de tensión;

- cálculos de corto circuito;

- análisis de la respuesta dinámica frente a grandes perturbaciones (falla monofásica con recierre no exitoso, y falla trifásica).

Las simulaciones antes mencionadas han permitido definir un conjunto preliminar de criterios operativos y de desempeño que tienen que ser satisfechos por el sistema. Dichos criterios están descritos en el cap. 5 con la aclaración que, tienen que tomarse como criterios “de base” que tendran que ser adecuadamente ajustados por medio de estudios de planificación (proceso


iterativo entre identificación de criterios y ejecución de los estudios que permitan encontrar el compromiso optimo entre la calidad del servicio y las inversiones requeridas para satisfacer a los criterios).

A continuación se muestran los cálcalos de flujo de carga y análisis de steady-state stability que tienen la finalidad de demostrar a través de ejemplos demostrativos la criticidad del SEIN ya verificada en la operación (ver cap. 7.1) y la aplicabilidad de una metodología basada en criterios determinísticos, para efectuar una planificación a mediano y largo plazo de la red de transporte. Por lo tanto se han realizado simulaciones de flujos de carga con configuraciones de red completa N y en situación de contingencias N-1, aplicados a Escenarios del SEIN “Típicos”. y “Atípicos”.

Dado que los análisis aquí desarrollados son orientados a evidenciar límites en la capacidad de trasporte al fin de eventuales expansiones de la red, se han considerado solo condiciones de máxima demanda. Las condiciones de mínima carga interesan sobretodo en la planificación de mediano y corto plazo, en particular para la definición de un “optimal reactive power management” con indicaciones de la necesidad de eventuales nuevos medios de compensación (capacidades y localizaciones), o la planificación del ejercicio para garantizar la seguridad dinámica (por ejemplo definición de la mínima energía regulante).


7.2.1 Escenarios de Referencia – Características Principales

Se han "ajustado" 3 escenarios a partir de la información suministrada por el COES relativa a los despachos de la generación y de la demanda previstos para el año 2003. Estos escenarios corresponden, en lo que se refiere a la generación, a los periodos de alta hidraulicidad Avenida, baja hidraulicidad Estiaje, y un caso atípico con las centrales de Mantaro y Restitución fuera de servicio. En lo que se refiere a la demanda los 3 escenarios corresponden a las horas de pico.

Se reportan a continuación las características principales de los escenarios elegidos con los que se han efectuado los ejemplos de soluciones de flujos de carga en estado de red completa N y de contingencias N-1.

Se ha considerado el SEIN subdividido en 6 Áreas geográficas. En la Tabla 12 se listan algunas de las barras de la red de transmisión al interno de cada área, con la finalidad de dar una indicación aproximada de dicha subdivisión.

Barra Vnom Área Barra Vnom Área

# Nombre kV # Nombre kV 12000 GUADALUP 220.0 COSTANORTE 42000 POMACOCH 220.0 SIERRACENTRO 12008 CHICLAOE 220.0 COSTANORTE 42002 C.ARMIÑO 220.0 SIERRACENTRO 12010 CARHUAQU 220.0 COSTANORTE 42008 HUAYUCA 220.0 SIERRACENTRO 12016 PIURAOES 220.0 COSTANORTE 42010 PACHACHA 220.0 SIERRACENTRO 12036 CHIMBOT1 220.0 COSTANORTE 42012 OROYANUE 220.0 SIERRACENTRO 12040 PARAMONU 220.0 COSTANORTE 42014 MATUCANA 220.0 SIERRACENTRO 12062 TRUJINOR 220.0 COSTANORTE 42016 HUANCAVE 220.0 SIERRACENTRO 12074 TALARA 220.0 COSTANORTE 42018 RESTITUC 220.0 SIERRACENTRO 12108 ZORRITOS 220.0 COSTANORTE 42036 HUINCO 220.0 SIERRACENTRO 12112 HUACHO 220.0 COSTANORTE 42070 TINGMARI 220.0 SIERRACENTRO 12114 CAJAMARC 220.0 COSTANORTE 42072 AGUAYTIA 220.0 SIERRACENTRO 22000 ZAPALLAL 220.0 COSTACENTRO 42080 CALLAHUA 220.0 SIERRACENTRO 22002 VENTANIL 220.0 COSTACENTRO 42082 CALLAHED 220.0 SIERRACENTRO 22004 CHAVARR 220.0 COSTACENTRO 42148 YANANGO 220.0 SIERRACENTRO 22006 STA.ROSA 220.0 COSTACENTRO 42156 CHIMAY 220.0 SIERRACENTRO 22008 CJMARQUI 220.0 COSTACENTRO 42160 COTARU21 220.0 SIERRACENTRO 22010 BARSI 220.0 COSTACENTRO 42162 COTARUSE 220.0 SIERRACENTRO 22016 T-ICA 220.0 COSTACENTRO 42204 PARAGSH2 220.0 SIERRACENTRO 22044 BALNEARI 220.0 COSTACENTRO 42206 CARHUAMA 220.0 SIERRACENTRO 22046 SANJUAN 220.0 COSTACENTRO 52072 ILO2 220.0 COSTASUR 22050 INDEPEND 220.0 COSTACENTRO 52076 MOQUEGUA 220.0 COSTASUR 22056 ICA 220.0 COSTACENTRO 52078 L.HEROES 220.0 COSTASUR 22058 MARCONA 220.0 COSTACENTRO 52090 SOCABAYA 220.0 COSTASUR 22122 ACE.AREQ 220.0 COSTACENTRO 52098 PUNO 220.0 COSTASUR 32144 VIZCARRA 220.0 SIERRANORTE 61120 PUNO 138.0 SIERRASUR 32146 ANTAMINA 220.0 SIERRANORTE

Tabla 12: Lista de las Barras pertenecientes a las Áreas geográficas que subdividen el SEIN

Para cada uno de los escenarios se han resumido los valores totales de generación, demanda, pérdidas y, gráficamente, los intercambios de potencia activa entre las áreas en las cuales se ha dividido el SEIN.

En forma detallada se ha realizado una comparación de los relativos despachos de la generación, entre los escenarios indicados (ver la Tabla 13).


AREA 1 - COSTA NORTE: Centrales de Generación

Es03Mx Av03Mx Fs03Mx BUS NAME BSVLT TYP MW MVAR MW MVAR MW MVAR

16000 CAÐDPATO 13.8 H 38.50 -0.10 41.00 0.40 40.00 0.00 16002 CAÐDPATO 13.8 H 38.50 -0.10 41.00 0.40 40.00 0.00 16004 CAÐDPATO 13.8 H 38.50 -0.10 40.00 0.40 40.00 0.00 16006 CAÐDPATO 13.8 H 37.50 -0.10 40.00 0.40 0.00 0.00 16008 CAÐDPATO 13.8 H 37.50 -0.10 40.00 0.40 0.00 0.00 16010 CAÐDPATO 13.8 H 37.50 -0.10 40.00 0.40 0.00 0.00 16012 CARHUAQU 10 H 29.00 -0.70 29.00 -0.20 29.00 2.50 16016 CARHUAQU 10 H 29.00 -0.70 29.00 -0.20 29.00 2.50 16018 CARHUAQU 10 H 29.00 -0.70 29.00 -0.20 29.00 2.50 16014 CHICLAYO 10.5 T 13.30 4.60 13.30 8.20 13.30 6.90 16024 PIURA 10 T 20.00 10.40 0.00 0.00 40.00 5.20 16026 PIURA 4.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16034 PARIAC 13.2 H 1.70 0.60 1.70 0.60 1.70 0.70 16036 PARIAC 13.2 H 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16038 PARIAC 13.2 H 0.20 0.10 0.20 0.10 0.00 0.00 16040 PARIAC 13.2 H 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16042 PARIAC 13.2 H 0.00 0.00 0.00 0.00 0.30 0.20 16044 PARIAC 13.2 H 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16050 CHICLSLZ 10.5 T 6.30 0.00 6.30 0.00 6.30 0.00 16052 CAHUA 10 H 20.00 3.60 20.00 3.30 20.00 3.10 16054 CAHUA 10 H 20.00 3.40 20.00 3.10 20.00 2.90 16056 SULLANA 4.16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16058 SULLANA 4.16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16060 SULLANA 4.16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16066 TRUPAL 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 11.00 1.10 16068 SIDERNOR 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 40.00 1.90 16070 SIDERSUR 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 20.00 1.10 16072 MALACAS 13.8 T 79.80 1.90 79.50 7.40 79.80 7.00 16084 TRUJISUR 10 T 0.00 0.00 0.00 0.00 20.00 5.10 16090 CEMPACAS 2.3 T 1.00 0.30 1.00 0.30 1.00 0.30 16092 CEMPACAS 6.3 T 20.10 3.40 20.10 3.80 20.10 4.40 16094 GALLCIEG 10.5 H 17.00 1.90 17.00 2.00 17.00 2.50 16096 GALLCIEG 10.5 H 17.00 1.90 17.00 2.00 17.00 2.50 16098 MALACAS 13.2 T 0.00 0.00 0.00 0.00 42.00 9.40 16108 CURUMUY 10 H 10.00 4.70 10.00 7.30 10.00 5.00 16120 TUMBES 10 T 18.00 0.70 0.00 0.00 18.20 6.50 SUBTOTALES 559.40 34.80 535.10 39.90 604.70 73.30

AREA 2 - COSTA CENTRO: Centrales de Generación Es03Mx Av03Mx Fs03Mx

BUS NAME BSVLT TYP MW MVAR MW MVAR MW MVAR 26000 INDECS01 10 CS 0.00 7.10 0.00 5.90 0.00 3.80 26032 STA.ROSA 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 50.00 12.50 26034 STA.ROSA 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 50.00 12.50 26064 SNICOLAS 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 65.40 11.10 26088 S.ROSAWE 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 116.00 42.70 26092 VENTANIL 16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 160.00 45.20 26096 VENTANIL 16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 160.00 45.10 SUBTOTALES 0.00 7.10 0.00 5.90 601.40 172.90


AREA 3 - SIERRA NORTE: Centrales de Generación

Es03Mx Av03Mx Fs03Mx BUS NAME BSVLT TYP MW MVAR MW MVAR MW MVAR

36000 ANTACS01 6.6 CS 0.00 7.30 0.00 9.10 0.00 8.00 36002 ANTACS02 6.6 CS 0.00 7.30 0.00 9.10 0.00 8.00 SUBTOTALES 0.00 14.60 0.00 18.20 0.00 16.00

AREA 4 - SIERRA CENTRO: Centrales de Generación Es03Mx Av03Mx Fs03Mx

BUS NAME BSVLT TYP MW MVAR MW MVAR MW MVAR 44040 COBRIZII 69 H 1.00 0.10 1.00 0.20 1.80 0.90 46000 CHAPRIN 2.4 H 2.00 0.20 2.00 0.00 4.00 0.10 46004 OROYA 2.3 H 6.80 0.90 6.90 0.30 6.90 0.20 46016 MATUCANA 12.5 H 62.50 32.40 62.50 32.40 62.50 23.30 46018 MATUCANA 12.5 H 62.50 32.30 62.50 32.30 62.50 23.20 46020 MARCOPAM 4.16 H 0.50 0.00 0.50 0.10 0.50 0.20 46022 HUAMPANI 10 H 29.40 1.20 30.00 0.20 29.40 -2.50 46032 MALPASO 6.9 H 11.00 -0.40 11.00 0.40 11.00 0.40 46034 MALPASO 6.9 H 11.00 -0.40 11.00 0.40 11.00 0.40 46036 MALPASO 6.9 H 11.00 -0.40 11.00 0.40 11.00 0.40 46038 MALPASO 6.9 H 11.00 -0.40 11.00 0.40 11.00 0.40 46058 PACHACHA 2.3 H 7.70 4.40 7.60 4.30 7.60 4.60 46062 MOYOPAMP 10 H 20.70 15.30 20.70 12.20 20.70 11.20 46064 MOYOPAMP 10 H 20.00 15.20 20.00 12.10 20.00 11.10 46066 MOYOPAMP 10 H 21.00 15.30 21.00 12.20 21.00 11.20 46068 AGUAYTIA 13.8 T 76.20 16.00 76.80 15.80 77.40 15.30 46070 AGUAYTIA 13.8 T 76.20 16.00 76.80 15.80 77.40 15.30 46082 CALLAHUA 6.5 H 13.00 0.00 13.00 0.30 13.00 -1.80 46084 CALLAHUA 6.5 H 13.00 0.00 13.00 0.30 13.00 -1.80 46086 CALLAHUA 6.5 H 13.00 0.00 13.00 0.30 13.00 -1.80 46088 CALLAHUA 8 H 35.20 17.30 35.20 17.50 35.20 15.00 46090 RESTITUC 13.8 H 70.00 15.50 70.00 10.60 0.00 0.00 46092 RESTITUC 13.8 H 68.00 15.50 68.00 10.60 0.00 0.00 46094 RESTITUC 13.8 H 70.00 15.50 70.00 10.60 0.00 0.00 46096 HUINCO 12.5 H 39.70 44.60 40.80 40.70 33.00 18.60 46098 HUINCO 12.5 H 50.00 40.90 50.00 40.70 50.00 18.60 46100 HUINCO 12.5 H 60.00 37.40 60.00 37.40 60.00 18.60 46102 HUINCO 12.5 H 60.00 37.40 60.00 37.40 60.00 18.60 46104 YAUPI 13.8 H 60.00 14.90 60.00 15.70 60.00 16.20 46106 YAUPI 13.8 H 41.90 11.80 41.90 12.30 40.00 12.50 46116 MANTARO 13.8 H 97.00 22.60 101.00 15.40 0.00 0.00 46118 MANTARO 13.8 H 97.00 22.60 100.00 15.40 0.00 0.00 46120 MANTARO 13.8 H 97.00 22.60 99.00 15.40 0.00 0.00 46122 MANTARO 13.8 H 97.00 22.60 100.00 15.40 0.00 0.00 46124 MANTARO 13.8 H 72.00 22.60 74.00 15.40 0.00 0.00 46126 MANTARO 13.8 H 72.00 22.60 74.00 15.40 0.00 0.00 46128 MANTARO 13.8 H 72.00 22.60 74.00 15.40 0.00 0.00 46150 YANANGO 10 H 20.00 26.90 40.00 24.70 20.00 17.70 46158 CHIMAY 13.8 H 75.00 6.40 75.00 5.80 75.00 1.80 46160 CHIMAY 13.8 H 75.00 6.40 75.00 5.80 75.00 1.80 46212 HUANCHOR 10 H 18.20 1.80 18.20 1.70 18.20 2.00 47142 MILPO 13.2 T 2.00 0.50 2.00 0.10 2.00 1.00 47216 CONDORCO 44 T 1.50 0.00 1.50 0.20 1.50 0.80 47306 CONCEPCI 13.2 T 2.20 -0.10 2.20 0.30 2.20 0.90 SUBTOTALES 1822.20 598.60 1863.10 520.30 1006.80 254.40


AREA 5 - COSTA SUR: Centrales de Generación Es03Mx Av03Mx Fs03Mx

BUS NAME BSVLT TYP MW MVAR MW MVAR MW MVAR 54008 BOTIFLAC 69 H 4.60 2.90 4.60 1.80 4.60 2.50 56012 CYPRUS 10 T 0.00 0.00 0.00 0.00 15.00 7.30 56028 ARICOTA2 11 H 10.00 1.00 10.00 -0.90 10.00 -0.70 56034 ARICOTA1 11 H 20.00 0.40 20.00 -1.50 20.00 -1.50 56044 CALAN123 10.5 T 18.90 0.90 18.90 0.60 18.90 1.80 56046 CALANA4 10.5 T 6.40 0.50 6.40 0.00 6.40 1.20 56048 MOLLENGD 13.8 T 30.00 0.10 30.00 -0.50 30.00 1.00 56050 MOLLETG1 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 30.00 0.80 56052 MOLLETG2 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 30.00 0.80 56076 CHILITV2 5.25 T 0.00 0.00 0.00 0.00 10.00 2.90 56078 CHILITV3 10.5 T 0.00 0.00 0.00 0.00 9.00 2.30 56080 CHILINCC 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 17.50 0.70 56106 ILO2 17 T 135.00 -7.70 0.00 0.00 135.00 11.20 56108 CHILIND1 10.4 T 4.90 1.70 4.90 1.70 4.90 1.70 56110 CHILIND2 10.4 T 4.90 1.80 4.90 1.80 4.90 1.80 56114 ILOTV1 13.8 T 10.00 0.60 10.00 -3.50 20.00 -0.40 56118 ILOTV3 13.8 T 56.00 3.10 56.00 -4.70 56.00 -1.10 56120 ILOTV4 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 60.00 -1.10 56122 ILOTG1 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 20.00 -0.60 56124 ILOTG2 13.8 T 0.00 0.00 0.00 0.00 30.00 -0.80 56126 CHARCAI 4.16 H 1.60 0.10 1.60 0.30 1.60 0.20 56128 CHARCAII 5.25 H 0.60 0.00 0.60 0.10 0.60 0.00 56130 CHARCIII 5.25 H 3.80 0.20 3.80 0.60 3.80 0.40 56134 CHARCAV 13.8 H 45.00 -4.80 45.00 -1.40 0.00 0.00 56136 CHARCAV 13.8 H 45.00 -4.80 45.00 -1.40 0.00 0.00 56138 CHARCAV 13.8 H 38.00 -5.60 38.00 -2.10 0.00 0.00 56140 CHARCAVI 5.25 H 6.90 3.30 6.90 3.30 6.90 3.30 56144 CHARCAIV 5.25 H 3.50 0.40 3.50 1.30 3.50 0.90 56146 CHARCAIV 5.25 H 3.50 0.40 3.50 1.30 3.50 0.90 56148 CHARCAIV 5.25 H 3.50 0.40 3.50 1.30 3.50 0.90 SUBTOTALES 452.10 -5.10 317.10 -1.90 555.60 36.40

AREA 6 - SIERRA SUR: Centrales de Generación Es03Mx Av03Mx Fs03Mx

BUS NAME BSVLT TYP MW MVAR MW MVAR MW MVAR 66094 SANGABAN 13.8 H 50.00 -3.50 50.00 -3.90 50.00 -2.80 66096 SANGABAN 13.8 H 50.00 -3.50 50.00 -3.80 50.00 -2.80 66106 HERCCA 2.3 H 0.70 0.30 0.70 0.10 0.80 0.20 66118 TINTAYA 4.16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 16.00 0.60 66126 MACHUPIC 13.8 H 27.70 1.10 27.70 0.70 27.70 -0.10 66128 MACHUPIC 13.8 H 27.70 1.10 27.70 0.70 27.70 -0.10 66130 MACHUPIC 13.8 H 27.70 1.10 27.70 0.70 27.70 -0.10 66138 DOLORESP 11.5 T 0.00 0.00 0.00 0.00 4.00 2.10 66140 DOLOALCO 4.16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 5.00 1.10 66142 DOLOGM 4.16 T 0.00 0.00 0.00 0.00 2.50 0.60 SUBTOTALES 183.80 -3.40 183.80 -5.50 211.40 -1.30 TOTALES 3017.50 646.60 2899.10 576.90 2979.90 551.70 H: central Hidráulica; T: central Térmica; CS: Compensador sincrónico

Tabla 13: Comparación de los despachos de generación entre los escenarios elegidos

La comparación realizada en la Tabla precedente muestra una similitud entre el parque de generación del escenario ES03MX y AV03MX, en el caso de Estiaje algunas de las unidades


hidráulicas se despachan con menor producción y resulta necesario suplir esta parte con unidades térmicas (ver como ejemplo ILO2 en servicio). Mientras la diferencia del parque de generación es bastante significativa para el caso atípico FS03MX donde resulta necesario poner en servicio gran parte del parque térmico.


7.2.2 Simulaciones en configuración N de red

7.2.2.1 Estiaje 03 Demanda Máxima

Se reportan a continuación las características principales del escenario en cuestión: TOTAL GENERATION, LOADS AND LOSSES IN THE NETWORK ACTIVE REACTIVE TOTAL GENERATED POWERS (+) WITHOUT SLACK BUS 2865.090 MW 616.411 MVAR TOTAL GENERATED POWERS (-) WITHOUT SLACK BUS 0.000 MW 0.000 MVAR TOTAL GENERATED POWER IN THE SLACK BUS 152.640 MW 32.382 MVAR TOTAL GENERATED POWER IN THE NETWORK 3017.729 MW 648.793 MVAR TOTAL POSITIVE LOADS 2881.478 MW 1152.339 MVAR TOTAL NEGATIVE LOADS 0.000 MW 0.000 MVAR TOTAL POSITIVE LOADS AS SHUNT BRANCHES 0.000 MW 318.135 MVAR TOTAL NEGATIVE LOADS AS SHUNT BRANCHES 0.000 MW -634.902 MVAR ACTIVE REACTIVE TOTAL LOSSES OF THE 2 WIN. TRANSFORMERS 0.000 MW 628.463 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 220.0 kV LINES 81.090 MW -721.447 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 138.0 kV LINES 27.454 MW -96.583 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 60.0 kV LINES 19.015 MW 5.814 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 66.0 kV LINES 1.446 MW -8.798 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 13.2 kV LINES 0.000 MW 0.000 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 13.8 kV LINES 0.031 MW 0.075 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 10.5 kV LINES 0.000 MW 0.000 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 10.0 kV LINES 0.000 MW 0.002 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 69.0 kV LINES 0.791 MW -0.223 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 50.0 kV LINES 4.949 MW 5.752 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 44.0 kV LINES 0.010 MW -0.060 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 33.0 kV LINES 1.458 MW 1.251 MVAR TOTAL LOSSES OF THE 5.3 kV LINES 0.000 MW 0.001 MVAR ------------- ---------------- TOTAL LOSSES IN THE NETWORK 136.243 MW -185.753 MVAR

Fig. 24: Intercambio de potencia activa entre las Áreas del SEIN en el escenario ES03MX

Area SierraNorte MW MVAR

Generación 0.00 14.23Carga 89.75 28.92Shunt (+) 0.00 7.45Shunt (-) 0.00 0.00Perdidas 0.53 1.73

Area CostaNorte

Area SierraCentro

Area CostaCentro

Area SierraSur

Area CostaSur

102 MW

2 MW

93 MW

1120 MW

92 MW 62 MW

MW MVAR Generación 559.40 35.53Carga 433.25 191.61Shunt (+) 0.00 58.97Shunt (-) 0.00 -88.92Perdidas 26.00 -123.60

MW MVAR Generación 1822.47 600.56Carga 643.89 270.06Shunt (+) 0.00 246.57Shunt (-) 0.00 -101.19Perdidas 35.00 23.67


MW MVAR Generación 183.80 -3.33Carga 110.62 38.02Shunt (+) 0.00 5.14Shunt (-) 0.00 -9.12Perdidas 10.15 -9.21

MW MVAR Generación 452.06 -5.52Carga 414.84 85.33Shunt (+) 0.00 0.00Shunt (-) 0.00 0.00Perdidas 8.00 -54.08


7.2.2.2 Escenario Avenida 03 Demanda Máxima


Fig. 25: Intercambio de potencia activa entre las Áreas del SEIN en el escenario AV03MX


Generación 0.00 14.23Carga 89.81 28.92Shunt (+) 0.00 18.93Shunt (-) 0.00 0.00Perdidas 2.20 1.73

Area CostaNorte

Area SierraCentro

Area CostaCentro

Area SierraSur

Area CostaSur

97 MW

4 MW

96 MW

1076 MW

24 MW 65 MW




MW MVAR Generación 183.80 -5.35Carga 107.92 36.71Shunt (+) 0.00 5.15Shunt (-) 0.00 -9.22Perdidas 10.90 -9.30

MW MVAR Generación 317.10 -5.30Carga 400.54 79.72Shunt (+) 0.00 0.00Shunt (-) 0.00 0.00Perdidas 5.60 -71.11


7.2.2.3 Escenario de Demanda Máxima con FS de Mantaro y Restitución - Atípico


Fig. 26: Intercambio de potencia activa entre las Áreas del SEIN en el escenario FS03MX


Generación 0.00 14.23 Carga 89.01 28.92 Shunt (+) 0.00 12.10 Shunt (-) 0.00 0.00 Perdidas 1.00 2.02

Area CostaNorte

Area SierraCentro

Area CostaCentro

Area SierraSur

Area CostaSur

107 MW

33 MW

57 MW

491 MW

215 MW 88 MW

MW MVAR Generación 604.70 86.80 Carga 429.71 191.61 Shunt (+) 0.00 56.99 Shunt (-) 0.00 -68.85 Perdidas 35.00 -66.70



MW MVAR Generación 211.40 -1.26Carga 109.70 38.02Shunt (+) 0.00 5.06Shunt (-) 0.00 -11.02Perdidas 13.70 1.00

MW MVAR Generación 555.60 40.43Carga 411.47 85.33Shunt (+) 0.00 0.00Shunt (-) 0.00 0.00Perdidas 17.00 -24.92


7.2.2.4 Verificación de la distancia en MVAr al colapso de Tensión

Como consecuencia de las dificultades observadas para obtener una solución factible en el caso de contingencias de red N-1, se han verificado, para los escenarios elegidos y con red en condiciones N, los márgenes de potencia reactiva disponibles. Este análisis se ha llevado a cabo a través de una evaluación de la distancia al colapso de tensión de algunas SS/EE a 220kV en el entorno de Lima. La Tabla 14 reporta los valores calculados:

ESCENARIOS Subestación (S/E) ES03MX AV03MX FS03MX

Numero Nombre Vnom Distancia Distancia Distancia [kV] MVAr MVAr MVAr 22044 BALNEARIO 220 7.5 22.1 234.8 22010 BARSI 220 7.3 21.7 249.9 22004 CHAVARRIA 220 7.5 22.1 260.0 22050 INDEPENDENCIA 220 11.2 33.4 188.9 22046 SANJUAN 220 7.6 22.6 244.5 22006 STA.ROSA 220 7.5 22.3 266.4

Tabla 14: Evaluación de la distancia al Colapso de Tensión

Se observa de los resultados precedentes que en el escenario de Estiaje el margen de variación de la potencia reactiva admitido en las SS/EE es muy pequeño; por ejemplo: bastaría que el requerimiento de potencia reactiva en la S/E de Balneario aumentara de 7.5 MVAr para inducir dicha barra al colapso de tensión. Contrariamente para el escenario Atípico los márgenes son muchos más amplios


7.2.3 Simulaciones en configuración N-1 de red

Se han seleccionado a modo de ejemplo algunas contingencias en líneas para el nivel de 220kV. Se seleccionaron las contingencias N-1 que no crean desmembramientos del SEIN, ya que aquellas contingencias que dan origen a formación de Islas requerirían de un redespacho de la generación en cada una de dichas Islas, complicando mayormente esta metodología determinística.

La Tabla 15 reporta la lista de las contingencias aplicadas en las líneas del sistema de transmisión para nivel de tensión de 220kV.

Cod.1 Barra 1 Cod.2 Barra 2 # Area 1 Area 2 Vn kV

R Ω/km

X Ω/km

B nF/km

IMAX A

L km

12036 CHIMBOT1 12062 TRUJINOR 2 CostaNorte CostaNorte 220.0 0.06 0.48 10.80 399.00 134.0 12040 PARAMONU 12112 HUACHO 1 CostaNorte CostaNorte 220.0 0.09 0.50 10.80 399.00 55.6 12040 PARAMONU 32144 VIZCARRA 1 CostaNorte SierraNorte 220.0 0.06 0.51 10.57 500.01 144.2 12112 HUACHO 22000 ZAPALLAL 1 CostaNorte CostaCentro 220.0 0.09 0.50 10.80 399.00 103.9 22000 ZAPALLAL 22002 VENTANIL 2 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.06 0.53 10.79 399.00 18.0 22000 ZAPALLAL 42008 HUAYUCA 1 CostaCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.50 10.80 399.00 244.4 22002 VENTANIL 22004 CHAVARR 3 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.09 0.50 10.55 399.00 11.1 22004 CHAVARR 22006 STA.ROSA 2 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.07 0.50 10.71 598.00 8.4 22004 CHAVARR 22008 CJMARQUI 1 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.07 0.50 10.72 383.99 21.4 22004 CHAVARR 22014 C2-BARSI 2 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.07 0.50 10.55 859.99 8.1 22004 CHAVARR 42082 CALLAHED 2 CostaCentro SierraCentro 220.0 0.07 0.50 10.72 839.99 55.4 22006 STA.ROSA 22046 SANJUAN 2 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.07 0.49 10.59 598.00 26.3 22006 STA.ROSA 42036 HUINCO 2 CostaCentro SierraCentro 220.0 0.07 0.50 10.59 880.01 62.0 22044 BALNEARI 22046 SANJUAN 2 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.07 0.50 10.55 600.00 9.8 22046 SANJUAN 22050 INDEPEND 2 CostaCentro CostaCentro 220.0 0.08 0.49 10.72 399.00 216.2 22046 SANJUAN 42000 POMACOCH 2 CostaCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.49 10.56 399.00 113.5 22050 INDEPEND 42002 C.ARMIÑO 2 CostaCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.53 10.56 399.00 248.5 22050 INDEPEND 42016 HUANCAVE 1 CostaCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.53 10.56 399.00 180.8 32144 VIZCARRA 42070 TINGMARI 1 SierraNorte SierraCentro 220.0 0.06 0.51 10.57 500.01 173.7 32144 VIZCARRA 42204 PARAGSH2 1 SierraNorte SierraCentro 220.0 0.05 0.49 10.61 1059.99 123.9 42000 POMACOCH 42002 C.ARMIÑO 2 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.51 11.52 798.00 192.2 42000 POMACOCH 42010 PACHACHA 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.50 10.56 399.00 13.5 42002 C.ARMIÑO 42008 HUAYUCA 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.50 9.53 399.00 79.6 42002 C.ARMIÑO 42010 PACHACHA 2 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.50 10.80 399.00 195.1 42002 C.ARMIÑO 42016 HUANCAVE 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.53 10.56 399.00 67.0 42002 C.ARMIÑO 42164 COTARUSE 2 SierraCentro CostaSur 220.0 0.04 0.38 13.77 800.00 294.0 42010 PACHACHA 42012 OROYANUE 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.05 0.51 10.39 600.00 21.6 42010 PACHACHA 42080 CALLAHUA 2 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.06 0.49 10.81 399.00 72.6 42012 OROYANUE 42206 CARHUAMA 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.05 0.49 10.61 1059.99 75.5 42080 CALLAHUA 42082 CALLAHED 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.08 0.50 10.66 839.99 0.6 42204 PARAGSH2 42206 CARHUAMA 1 SierraCentro SierraCentro 220.0 0.05 0.49 10.61 1059.99 42.2 52000 PUNO-MOQ 52076 MOQUEGUA 1 CostaSur CostaSur 220.0 0.06 0.51 10.45 393.99 163.2 52076 MOQUEGUA 52078 L.HEROES 1 CostaSur CostaSur 220.0 0.06 0.51 10.32 393.99 124.3 52076 MOQUEGUA 52090 SOCABAYA 2 CostaSur CostaSur 220.0 0.07 0.49 10.82 393.99 106.7

Tabla 15: Lista de las contingencias de red N-1 para el nivel 220kV


7.2.3.1 Solución de las Contingencias con el método completo en AC

Ejecutando las contingencias arriba listadas con el método en AC (solución en potencia activa y reactiva), para los escenarios de máxima demanda ES03MX, AV03MX y FS03MX y diferentes despachos, se obtuvieron los resultados mostrados en la Tabla 16. Significado de las columnas en la Tabla 16:

Col. 1: Indicación si la solución es factible, N=NO; Col. 2: Tensión mínima registrada, es significativa solamente donde hay solución factible; Col. 3: Tensión máxima registrada, es significativa solamente donde hay solución factible; Col. 4: Sobrecarga máxima registrada en las líneas, es significativa solamente donde hay solución factible; Col. 5: Sobrecarga máxima registrada en los transformadores, es significativa solamente donde hay solución factible; Nota: Se han considerado las sobrecargas en líneas y Transformadores superiores al 1.25 p.u. de la capacidad

N-1. Barra 1 Barra 2 ES03MX AV03MX FS03MX # # Nombre # Nombre 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 12036 CHIMBOT1 12062 TRUJINOR 0.85 1.16 0.88 1.1 0.87 1.10 2 12112 HUACHO 12040 PARAMONU N N 0.86 1.09 3 12112 HUACHO 22000 ZAPALLAL N N 0.86 1.09 4 12040 PARAMONU 32144 VIZCARRA N 0.88 1.1 0.87 1.10 5 22002 VENTANIL 22000 ZAPALLAL N 0.87 1.1 1.32 0.87 1.10 6 22004 CHAVARR 22002 VENTANIL 0.85 1.16 0.88 1.1 0.87 1.10 1.47 7 22004 CHAVARR 22006 STA.ROSA 0.85 1.16 0.88 1.1 0.87 1.10 8 22004 CHAVARR 22008 CJMARQUI N N 0.87 1.10 9 22014 C2-BARSI 22004 CHAVARR 0.85 1.15 0.88 1.1 0.87 1.10 10 22046 SANJUAN 22006 STA.ROSA 0.85 1.16 0.88 1.1 0.87 1.10 11 22044 BALNEARI 22046 SANJUAN 0.84 1.15 1.25 0.88 1.1 0.87 1.10 12 22050 INDEPEND 22046 SANJUAN N N 0.86 1.09 13 42008 HUAYUCA 22000 ZAPALLAL N N 0.86 1.10 14 42082 CALLAHED 22004 CHAVARR N N 0.87 1.09 15 42036 HUINCO 22006 STA.ROSA N 0.86 1.09 0.86 1.09 16 42000 POMACOCH 22046 SANJUAN N N 0.86 1.09 17 42002 C.ARMIÑO 22050 INDEPEND N N 0.84 1.09 18 42016 HUANCAVE 22050 INDEPEND N N 0.84 1.09 19 42070 TINGMARI 32144 VIZCARRA N N N 20 42204 PARAGSH2 32144 VIZCARRA 0.85 1.15 0.88 1.1 0.87 1.10 21 42002 C.ARMIÑO 42000 POMACOCH N N 0.85 1.09 0.86 1.09 22 42010 PACHACHA 42000 POMACOCH N 0.87 1.1 1.39 0.86 1.09 23 42002 C.ARMIÑO 42008 HUAYUCA N N 0.87 1.10 24 42002 C.ARMIÑO 42010 PACHACHA N N 0.86 1.10 25 42002 C.ARMIÑO 42016 HUANCAVE N N 0.86 1.10 26 42002 C.ARMIÑO 42164 COTARUSE 0.84 1.15 0.87 1.09 0.85 1.09 27 42012 OROYANUE 42010 PACHACHA 0.85 1.16 1.30 0.88 1.1 0.87 1.10 28 42080 CALLAHUA 42010 PACHACHA N N 0.87 1.10 29 42206 CARHUAMA 42012 OROYANUE 0.84 1.15 0.88 1.1 0.87 1.10 30 42082 CALLAHED 42080 CALLAHUA N N 0.87 1.10 31 42206 CARHUAMA 42204 PARAGSH2 0.85 1.16 0.88 1.1 0.87 1.10 32 52076 MOQUEGUA 52000 PUNO-MOQ 0.85 1.16 0.88 1.09 0.86 1.10 1.28 33 52078 L.HEROES 52076 MOQUEGUA 0.85 1.16 0.88 1.09 0.87 1.10 34 52076 MOQUEGUA 52090 SOCABAYA 0.85 1.16 0.88 1.09 0.86 1.10

Tabla 16: Sumario de los resultados de las Contingencias

De la tabla precedente se puede observar que para un gran numero de contingencias N-1 aplicadas en los escenarios Estiaje (ES03MX) y Avenida (AV03MX), la solución no es factible particularmente para aquellas contingencias que interesan los corredores entorno a Lima. Mientras en el caso Atípico (FS03MX), donde el despacho de la generación es diverso, no se observan estos problemas de solución, ya que el área entorno a Lima se ve fuertemente apoyada, sobre todo en términes de potencia reactiva, por la central de Ventanilla. Estos resultados se explican por el bajo margen de potencia reactiva al colapso verificado para la situación N de red


Estas primeras simulaciones ponen en evidencia algunos aspectos interesantes, por ejemplo la falta de potencia reactiva en la zona de Lima, y como un despacho distinto de la generación puede modificar significativamente el comportamiento y por ende la solución del caso.

7.2.3.2 Verificación de las simulaciones sobre un escenario mínimamente modificado

Para afirmar ulteriormente que el escaso margen de potencia reactiva en la zona de Lima es la causa de las dificultades observadas en el análisis de las contingencias, se ha realizado una variación mínima de despacho de generación sobre el escenario Avenida (AV03MX) y se han ejecutado la evaluación de la distancia al colapso de tensión y las contingencias.

La modificación del despacho ha consistido en disminuir de 50 MW la producción de la central de HUINCO (de 211 MW se la ha llevado a 161 MW) y poner en servicio los 2 grupos térmicos de la central Santa Rosa (Westinghouse UTI5 y UTI6) con 25 MW cada uno. Esta variación no modifica las condiciones restantes del SEIN ya que las centrales de HUINCO y S.ROSA inyectan la potencia sobre la S/E a 220 kV de Santa Rosa. Este despacho así aplicado representa la maniobra que normalmente se realiza en el SEIN cuando se acerca la hora de punta de demanda con la finalidad de dar soporte de potencia reactiva en la zona (se cita como ejemplo la perturbación del 10/04/2002 hora 18:15 h [14]).

Los resultados obtenidos y comparados con los precedentes, se reportan a continuación:

ESCENARIOS SubEstación (SE) ES03MX AV03MX AV03MX_Mod FS03MX

Numero Nombre Vnom Distancia Distancia Distancia Distancia [kV] MVAr MVAr MVAr MVAr

22044 BALNEARIO 220 7.5 22.1 99.5 234.8 22010 BARSI 220 7.3 21.7 100.0 249.9 22004 CHAVARRIA 220 7.5 22.1 103.3 260.0 22050 INDEPENDENCIA 220 11.2 33.4 94.4 188.9 22046 SANJUAN 220 7.6 22.6 102.7 244.5 22006 STA.ROSA 220 7.5 22.3 105.2 266.4

Tabla 17: Evaluación de la distancia al Colapso de Tensión para el escenario modificado

Se observa de los resultados para el escenario modificado (AV03MX_Mod) como se aumenta el margen de potencia reactiva para las SS/EE analizadas.

Igualmente este efecto se refleja en las simulaciones para las contingencias N-1 (Tabla 18), donde se comparan estos resultados con aquellos obtenidos precedentemente para el escenario AV03MX:


Significado de las columnas en la Tabla 18: Col. 1: Indicación si la solución es factible, N=NO; Col. 2: Tensión mínima registrada, es significativa solamente donde hay solución factible; Col. 3: Tensión máxima registrada, es significativa solamente donde hay solución factible; Col. 4: Sobrecarga máxima registrada en las líneas, es significativa solamente donde hay solución factible; Col. 5: Sobrecarga máxima registrada en los transformadores, es significativa solamente donde hay solución factible; Nota: Se han considerado las sobrecargas en líneas y Transformadores superiores al 1.25 p.u. de la capacidad N-1. Barra 1 Barra 2 AV03MX AV03MX_Mod

# # Nombre # Nombre 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 1 12036 CHIMBOT1 12062 TRUJINOR 0.88 1.1 0.87 1.1 2 12112 HUACHO 12040 PARAMONU N 0.86 1.09 1.35 3 12112 HUACHO 22000 ZAPALLAL N 0.86 1.09 1.33 4 12040 PARAMONU 32144 VIZCARRA 0.88 1.1 0.87 1.09 5 22002 VENTANIL 22000 ZAPALLAL 0.87 1.1 1.32 0.87 1.1 1.29 6 22004 CHAVARR 22002 VENTANIL 0.88 1.1 0.87 1.1 7 22004 CHAVARR 22006 STA.ROSA 0.88 1.1 0.87 1.1 8 22004 CHAVARR 22008 CJMARQUI N 0.86 1.09 9 22014 C2-BARSI 22004 CHAVARR 0.88 1.1 0.87 1.1 10 22046 SANJUAN 22006 STA.ROSA 0.88 1.1 0.88 1.1 11 22044 BALNEARI 22046 SANJUAN 0.88 1.1 0.87 1.1 12 22050 INDEPEND 22046 SANJUAN N 0.87 1.09 13 42008 HUAYUCA 22000 ZAPALLAL N 0.84 1.09 1.34 14 42082 CALLAHED 22004 CHAVARR N 0.86 1.09 2.03 15 42036 HUINCO 22006 STA.ROSA 0.86 1.09 0.86 1.09 16 42000 POMACOCH 22046 SANJUAN N 0.84 1.09 1.51 17 42002 C.ARMIÑO 22050 INDEPEND N 0.80 1.09 1.27 18 42016 HUANCAVE 22050 INDEPEND N 0.81 1.09 1.26 19 42070 TINGMARI 32144 VIZCARRA N N 20 42204 PARAGSH2 32144 VIZCARRA 0.88 1.1 0.87 1.1 21 42002 C.ARMIÑO 42000 POMACOCH N 0.85 1.09 0.86 1.09 22 42010 PACHACHA 42000 POMACOCH 0.87 1.1 1.39 0.87 1.09 1.36 23 42002 C.ARMIÑO 42008 HUAYUCA N 0.79 1.09 1.38 24 42002 C.ARMIÑO 42010 PACHACHA N 0.86 1.09 25 42002 C.ARMIÑO 42016 HUANCAVE N 0.84 1.09 26 42002 C.ARMIÑO 42164 COTARUSE 0.87 1.09 0.87 1.09 27 42012 OROYANUE 42010 PACHACHA 0.88 1.1 0.88 1.1 28 42080 CALLAHUA 42010 PACHACHA N 0.87 1.09 29 42206 CARHUAMA 42012 OROYANUE 0.88 1.1 0.87 1.1 30 42082 CALLAHED 42080 CALLAHUA N 0.83 1.09 1.94 31 42206 CARHUAMA 42204 PARAGSH2 0.88 1.1 0.88 1.1 32 52076 MOQUEGUA 52000 PUNO-MOQ 0.88 1.09 0.87 1.1 33 52078 L.HEROES 52076 MOQUEGUA 0.88 1.09 0.87 1.1 34 52076 MOQUEGUA 52090 SOCABAYA 0.88 1.09 0.87 1.1

Tabla 18: Evaluación de las contingencias N-1 para el escenario modificado


7.2.3.3 Solución de las Contingencias con el método simplificado en DC

Habiendo verificado que la disponibilidad de potencia reactiva vincula la factibilidad de la solución en condiciones N-1, se ha optado por la simulación de las contingencias indicadas a través del método simplificado en DC (solución en potencia activa), aplicado a los escenarios de máxima demanda ES03MX, AV03MX y FS03MX. Se obtuvieron los resultados ilustrados en la Tabla 19. Significado de las columnas en la Tabla 19:

Col. 4: Sobrecarga máxima registrada en las líneas; Col. 5: Sobrecarga máxima registrada en los transformadores; Nota: Se han considerado las sobrecargas en líneas y Transformadores superiores al 1.25 p.u. de la capacidad

N-1. Barra 1 Barra 2 ES03MX AV03MX FS03MX # # Nombre # Nombre 4 5 4 5 4 5 1 12036 CHIMBOT1 12062 TRUJINOR 2 12112 HUACHO 12040 PARAMONU 1.26 3 12112 HUACHO 22000 ZAPALLAL 4 12040 PARAMONU 32144 VIZCARRA 5 22002 VENTANIL 22000 ZAPALLAL 6 22004 CHAVARR 22002 VENTANIL 1.39 7 22004 CHAVARR 22006 STA.ROSA 8 22004 CHAVARR 22008 CJMARQUI 9 22014 C2-BARSI 22004 CHAVARR 10 22046 SANJUAN 22006 STA.ROSA 11 22044 BALNEARI 22046 SANJUAN 12 22050 INDEPEND 22046 SANJUAN 13 42008 HUAYUCA 22000 ZAPALLAL 1.27 14 42082 CALLAHED 22004 CHAVARR 1.94 1.87 15 42036 HUINCO 22006 STA.ROSA 16 42000 POMACOCH 22046 SANJUAN 1.49 1.41 17 42002 C.ARMIÑO 22050 INDEPEND 18 42016 HUANCAVE 22050 INDEPEND 19 42070 TINGMARI 32144 VIZCARRA 20 42204 PARAGSH2 32144 VIZCARRA 21 42002 C.ARMIÑO 42000 POMACOCH 22 42010 PACHACHA 42000 POMACOCH 23 42002 C.ARMIÑO 42008 HUAYUCA 1.31 1.25 24 42002 C.ARMIÑO 42010 PACHACHA 25 42002 C.ARMIÑO 42016 HUANCAVE 26 42002 C.ARMIÑO 42164 COTARUSE 27 42012 OROYANUE 42010 PACHACHA 1.3 28 42080 CALLAHUA 42010 PACHACHA 29 42206 CARHUAMA 42012 OROYANUE 30 42082 CALLAHED 42080 CALLAHUA 1.59 1.63 31 42206 CARHUAMA 42204 PARAGSH2 32 520

76 MOQUEGUA 52000 PUNO-MOQ 1.36

33 52078 L.HEROES 52076 MOQUEGUA 34 52076 MOQUEGUA 52090 SOCABAYA

Tabla 19: Sumario de los resultados de las Contingencias

A continuación, e la Tabla 20 se reportan el elenco de las líneas y transformadores en sobrecarga del 1.25 p.u. de la capacidad para aquellas contingencias donde en la Tabla 19 precedente se registran sobrecargas.


ESCENARIO ES03MX

Contingencias N-1 en Líneas 220kV Sobrecargas en Líneas y Transformadores debido al N-1 N-1 Barra 1 Barra 2 Barra 1 Vnom Barra 2 Vnom Sobrecarga

# # Nombre # Nombre # Nombre kV # Nombre kV pu 2 12112 HUACHO 12040 PARAMONU 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.26 13 42008 HUAYUCA 22000 ZAPALLAL 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.27 14 42082 CALLAHED 22004 CHAVARR 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.94

22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.34 16 42000 POMACOCH 22046 SANJUAN

42000 POMACOCH 220.0 22046 SANJUAN 220.0 1.49 23 42002 C.ARMIÑO 42008 HUAYUCA 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.31 27 42012 OROYANUE 42010 PACHACHA 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.30

42000 POMACOCH 220.0 22046 SANJUAN 220.0 1.58 42000 POMACOCH 220.0 22046 SANJUAN 220.0 1.59 30 42082 CALLAHED 42080 CALLAHUA 42010 PACHACHA 220.0 42000 POMACOCH 220.0 1.59

ESCENARIO AV03MX Contingencias N-1 en Líneas 220kV Sobrecargas en Líneas y Transformadores debido al N-1

N-1 Barra 1 Barra 2 Barra 1 Vnom Barra 2 Vnom Sobrecarga # # Nombre # Nombre # Nombre kV # Nombre kV pu

14 42082 CALLAHED 22004 CHAVARR 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.87 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.29

16 42000 POMACOCH 22046 SANJUAN 42000 POMACOCH 220.0 22046 SANJUAN 220.0 1.41

23 42002 C.ARMIÑO 42008 HUAYUCA 22004 CHAVARR 220.0 22008 CJMARQUI 220.0 1.25 42000 POMACOCH 220.0 22046 SANJUAN 220.0 1.50 42000 POMACOCH 220.0 22046 SANJUAN 220.0 1.51 30 42082 CALLAHED 42080 CALLAHUA 42010 PACHACHA 220.0 42000 POMACOCH 220.0 1.63

ESCENARIO FS03MX Contingencias N-1 en Líneas 220kV Sobrecargas en Líneas y Transformadores debido al N-1

N-1 Barra 1 Barra 2 Barra 1 Vnom Barra 2 Vnom Sobrecarga # # Nombre # Nombre kV kV pu

22004 CHAVARR 220.0 22002 VENTANIL 220.0 1.39 6 22004 CHAVARR 22002 VENTANIL

22004 CHAVARR 220.0 22002 VENTANIL 220.0 1.39 32 52076 MOQUEGUA 52000 PUNO-MOQ 61108 CALLALLI 138.0 61034 TINTAYA 138.0 1.36

Tabla 20: Sumario de las sobrecargas en líneas y transformadores por Contingencia

Las soluciones obtenidas muestran que los escenarios Estiaje y Avenida presentan prácticamente las mismas sobrecargas debido a la similitud entre los despachos de la generación, dando como potencial candidata a ser reforzada la línea Chavarría - CJMarqui (refinería Zinc). Mientras en el escenario Atípico, donde cambia sensiblemente el despacho de la generación, no se presenta dicha conexión en sobrecarga.


7.2.4 Conclusiones sobre la aplicación de la metodología determinística

Se han efectuado algunos ejemplos aplicando un criterio N-1 determinístico sobre 3 escenarios de despacho de generación del SEIN para la situación de demanda máxima al 2003 con la finalidad de obtener indicaciones para efectuar una planificación a mediano-largo plazo. Los resultados obtenidos muestran por un lado un problema de disponibilidad de potencia reactiva en la zona entorno a Lima, verificándose que esta deficiencia se resuelve dando un apoyo local de potencia reactiva, podemos por lo tanto ubicar esta problemática dentro de una planificación de la operación o de corto plazo.

Por otro lado las soluciones han suministrado indicaciones diferentes en lo que se refiere a las sobrecargas en líneas y transformadores interesados en el nivel de transporte. Resultaría entonces necesario indagar sobre un consistente número de escenarios y alternativas entre despachos de generación y condiciones de demanda diversas, para poder luego afirmar que una cierta conexión podría ser una candidata a refuerzo.

Es claro del enorme volumen de información que resulta necesario procesar con una metodología determinística, sumado al echo que al final de este proceso una indicación como la cantidad energía no suministrada no sería disponible y, otra indicación muy importante y difícil de recuperar con una metodología de este tipo, es la cantidad de energía producida por una generación no económica necesaria para salvar algunas sobrecargas. Estas dos indicaciones resultan fundamentales en la fase de decisión de la expansión, donde se deben combinar los resultados obtenidos a través de las simulaciones con aquellos económicos para elegir la alternativa más conveniente. Por lo tanto resulta evidente que la aplicación de puros criterios determinísticos en la fase de planificación a largo plazo no es suficiente en cuanto no permiten determinar fácilmente el nivel de riesgo ni para el sistema en su conjunto, ni tampoco para las diferentes áreas.

Además, la aplicación de criterios puramente determinísticos no permite definir un índice “estable”5 de ganancia marginal para cada circuito en el cual la sobrecarga hace que se requiera el alivio de carga, y por lo tanto esto hace prácticamente imposible la definición de un ranking de prioridad de refuerzos de red.

La actual falta de aplicación de criterios probabilísticas al sistema SEIN impide el conocimiento de cual es el nivel actual de riesgo del sistema integrado generación/transmisióne del Perú. Resulta por lo tanto de fundamental importancia proceder cuanto antes a un estudio que permita evaluar el riesgo actual en el sistema, especialmente evaluando el indicador EENS, e identificando además:

- la causa del riesgo (p.ej. insuficiente capacidad de generación, insuficiente capacidad de líneas, interconexiones inter-área);

- la distribución del riesgo.

Solamente a partir del conocimiento de las informaciones arriba indicadas será posible ajustar los criterios a adoptar en la planificación mediante indicaciones cuantitativas precisas y, en consideración de la estructura del SEIN, asignar también objetivos de calidad diferentes por cada región. 5 De hecho, con análisis deterministicas se consideran diferentes snapshots (fotografías) de red y, según las situaciones de carga y de despacho, se pueden dar saturaciones diferentes de los circuitos. Falta por lo tanto la evaluación de cuantas veces un circuito resulta restrictiva para la operación optima de la red.


8 PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PROBABILÍSTICA

En las siguientes líneas se propone una metodología probabilística para la selección de los “Criterios de Contingencia” y de la prioridad de refuerzos de red en la planificación a mediano y largo plazo del SEIN.

Sobre la base de las informaciones disponibles tanto del crecimiento de la carga como de posibles proyectos de expansión de la capacidad de generación, se entiende con un buen grado de certeza, que no se pueden verificar importantes “discontinuidades” en el sistema, tales de llevar a la identificación de escenarios alternativos de desarrollo de la demanda y de la producción significativamente diferentes entre ellos. Por lo tanto no se sugiere en este momento el adoptar métodos multiescenarios para la planificación del SEIN.

8.1 Implicaciones de una estructura de red prevalentemente radial

El sistema de transmisión peruano tiene una estructura prevalentemente radial, solo se observa una estructura mallada en una parte de la red a 220kV del Área CENTRO, mas precisamente en el Departamento de Lima, y en una porción mas restringida de la red de 138kV del Área SUR.

En este tipo de estructura la salida de servicio de una sola línea puede determinar la pérdida de “integridad” del sistema, con separación en islas más o menos extensas, con consecuencias que van desde la imposibilidad de evacuación del exceso de energía y potencia en el ámbito local, a la imposibilidad de garantir importantes flujos, siempre de potencia / energía, entre grandes Áreas del sistema, hasta la necesidad de interrumpir la alimentación de una parte de la carga.

Todo esto hace problemática la adopción indiscriminada del Criterio de Contingencia N-1 en la fase de planificación del desarrollo “a mediano y largo plazo” de sistemas con estructuras prevalentemente radiales. De hecho, la restriccción para que no se presenten condiciones de emergencia del sistema en situaciones de red N-1, lleva a la necesidad de una duplicación de buena parte de los circuitos existentes, con la consecuente sobrestimación de los requerimientos de refuerzo del sistema. Esto se debe esencialmente al hecho que la aplicación de los criterios determinísticos de fiabilidad presenta dos límites respecto a las exigencias de la Planificación “a mediano y largo plazo” de la red: En caso de un fuera de servicio de un componente de la red, el análisis se desarrolla sin

tener en cuenta los márgenes de reserva existentes en el sistema de generación y utilizables para resolver situaciones de emergencia de la red; La respuesta del cálculo de verificación del funcionamiento del sistema luego de una falla

es del tipo “Si” (sistema fiable) o “No” (sistema no fiable), despreciando en la respuesta “No”, sea la probabilidad del evento que causa la respuesta “No”, sea la magnitud de las violaciones que el evento de falla determina.

Estas consideraciones generales, por otra parte confirmadas por los resultados de los ejemplos de aplicaciones del criterio N-1 al sistema peruano en su actual configuración (véase el Capítulo 7), demuestran la necesidad de basar la planificación “a largo plazo” de la red de transmisión a 220 y 138kV del SEIN sobre el análisis probabilístico de fiabilidad estática (adecuación) Para el desarrollo de tal análisis se propone además, un procedimiento del tipo “incremental” que


consienta también de seleccionar los “Criterios de Contingencia” que después de todo deberán ser adoptados para el análisis detallado de la planificación “a mediano y corto plazo”.

8.2 Modelo del Sistema

Para el desarrollo del análisis probabilístico de adecuación, en los estudios de planificación se considera oportuno utilizar un modelo en el cual el sistema peruano se divide en tres Áreas NORTE, CENTRO y SUR, interconectadas mediante la red de 220kV.

La adopción de tal modelo permitirá evidenciar: La oportunidad de transferir Potencia / Energía entre las Áreas gracias a la disponibilidad

de producción hidroeléctrica o de generación termoeléctrica a costos ventajosos; Las eventuales situaciones de “congestión de la red” sobre las interconexiones,

especialmente en las condiciones de alta hidraulicidad; El efecto de las fallas de red en las diferentes Áreas sobre la continuidad del servicio y

sobre los costos de operación, teniendo también en cuenta que mientras la red del Área CENTRO presenta un cierto grado de mallado, en las otras dos Áreas prevalece la estructura radial.

8.3 Índices obtenidos con el análisis probabilístico y su correlación con los Criterios Operativos

El análisis probabilístico de la adecuación, desarrollado con el programa SICRET/GRARE, suministra, bajo la forma de Índices, muchos de los factores de Justificación Económica (Economic Rationale) del proceso decisional de planificación:

1) El Índice de Riesgo EENS (MWh/año) (de Sistema, de Área, de Nodo) 2) Los Costos de combustible (M$/año) (de Sistema y de Área) 3) Las Pérdidas de transmisión (GWh/año) (de Sistema y de Área) 4) La Ganancia Marginal de Fiabilidad al variar la capacidad de transporte máxima de los

circuitos (MWh/año)/MW 5) El Costo Marginal promedio anual de Área ($/MWh)

Los valores calculados de dichos índices dependen, en medida y en modalidad diferentes, de la probabilidad de falla de los grupos de generación y de los circuitos de la red y de los valores de máxima capacidad de transporte adoptados para estos últimos, en particular para las líneas de transmisión.

Dado que el análisis de adecuación se basa en la verificación de numerosas condiciones posibles de operación del sistema utilizando el modelo de red en “corriente continua”, los valores a adoptar para las máximas capacidades de transporte de la red deben ser necesariamente condicionadas (limitadas) por los Criterios Operativos adoptados para el funcionamiento en estado estacionario del sistema, y por lo tanto de las restricciones sobre el perfil de la tensión y de aquellos sobre el máximo desfasaje angular, como fue anticipado en los párrafos 4.3.1.2.3 y 6.2.1.

Dicho esto es posible precisar el significado de los Índices entregados por el análisis y su correlación con los Criterios Operativos adoptados. En particular:


a) Los Índices 1) y 2), calculados con y sin las limitaciones de la capacidad de transporte debidas a los Criterios Operativos (tensiones y ángulos) entregan también una medida de la limitación preventiva de adecuación (incremento de EENF y de los Costos de Combustible) que el Operador del Sistema deberá aceptar para garantizar la seguridad (fiabilidad en condiciones transitorias) en operación, cosa de la cual el Planificador debe tener en cuenta;

b) El Índice 4), entrega una estimación puntual (circuito por circuito) del efecto sobre el índice de riesgo EENS de los Criterios Operativos adoptados, simulados a través de su “limitación” en la máxima capacidad de transporte de los circuitos;

c) El índice 5) entrega una indicación cuantitativa del peso económico de las congestiones de red 6 sobre los corredores de interconexión entre Áreas.

8.4 Procedimiento propuesto para el desarrollo del análisis probabilístico

El procedimiento propuesto para el desarrollo de los estudios de adecuación probabilística con el programa SICRET/GRARE fue concebido con el objetivo de obtener de los resultados del cálculo el máximo contenido de información útil para la planificación de la expansión de la red.

El procedimiento se articula en las dos fases principales siguientes.

8.4.1 Fase 1: Análisis a “red segura” para la identificación de las restricciones estructurales de la red

En esta fase el análisis probabilístico examina estados posibles del sistema en el cual la red de transmisión está siempre en situación “N” (componentes fiables al 100%) y las evaluaciones de adecuación prescinden por lo tanto de situaciones y restricciones contingentes debidos a fallas permanentes de red.

Las restricciones estructurales de la red, debidos a su topología y a la capacidad de transporte de sus componentes, se evidencian mediante: El valor y la localización nodo por nodo del índice de riesgo EENS, La diferencia de los costos marginales promedios anuales de Área (congestiones de red

estructurales), Las estadísticas de sobrecarga de la red, circuito por circuito, antes de la actuación de las

acciones correctivas (re-despacho y alivio de carga), Los extra costos de combustible debido a las restricciones de red.

6: Se tiene “congestión de red” todas las veces que una política de despacho de la producción o un conjunto de transacciones,

determinadas por el mercado, no pueden tener lugar a causa de las restricciones físicas y operativas impuestas por la red.

Es sabido que cuando las “congestiones” interesan las líneas de interconexión entre Áreas, esto se traduce en una diferencia

de los relativos precios marginales. En sede de planificación del desarrollo de la red, la evaluación de los costos de las

“congestiones” no requiere necesariamente la simulación del utilizo de los instrumentos específicos previstos por cada

mercado para su resolución. En el largo plazo de hecho, en un mercado bien manejado y regulado, los precios reflejan la

estructura de los costos y por lo tanto los gastos para la solución de las “congestiones de red” pueden ser asumidos, con

buena aproximación, proporcionales a la diferencia de los costos marginales de producción que se determina entre Áreas

interconectadas.


Realizando el estudio para dos casos, uno en el cual las Capability de los componentes de red son limitadas superiormente solo por los “límites térmicos” y el otro en el cual se tienen en cuenta también las restricciones derivados de los Criterios Operativos de tensión y ángulo de fase, el análisis entrega indicaciones cuantitativas sobre como los Criterios Operativos adoptados en “Condiciones N” de red inciden globalmente sobre el índice de Riesgo EENS y sobre los costos derivados de las “congestiones de red” y de las sobrecargas en general.

8.4.2 Fase 2: Análisis de las restricciones adicionales por fallas permanentes de red

El análisis se realiza teniendo en cuenta la probabilidad de falla permanente de cualquier circuito. Se analizan por lo tanto situaciones de sistema con red en condiciones “N” y, genéricamente, en condiciones “N-x”.

Se procede haciendo una distinción entre redes de Áreas y redes de interconexión, y se desarrolla el cálculo probabilístico en cuatro pasos distintos: Pasos 1°, 2° y 3°

Las líneas de interconexión entre Áreas se consideran seguras al 100%, mientras que las fallas de las líneas de Área se toman en consideración un Área a la vez. Paso 4°

Todas las líneas de Área se consideran seguras al 100%, mientras las líneas de interconexión están sujetas a la propia probabilidad de indisponibilidad (fallas permanentes).

Se vuelve significativa la comparación de los resultados obtenidos en esta Fase 2 con los de la Fase 1. Tal comparación permite, de hecho, estimar cuantitativamente el efecto de las fallas de red sobre los índices probabilísticos que miden el riesgo y los costos de operación del sistema. El procedimiento adoptado para el análisis permite también evaluar separadamente el efecto de las fallas de red que aparecen en una particular Área del sistema o sobre las líneas de interconexión e individuar por lo tanto, eventuales criticidades específicas.

Por último se evidencia que los resultados obtenidos en la Fase 2 entregan también la información sobre la repartición del índice de riesgo EENS, debido a las restricciones del sistema de transmisión, entre condiciones de “red integra” y condiciones de red con fallas permanentes de orden N-1 y N-2, etc. Se tiene entonces una medida del peso de las fallas de red y su multiplicidad sobre el riesgo debido a las restricciones impuestos por la misma red.

8.5 Indicaciones para la aplicación del Criterio N-1 en la planificación de la Red de Transmisión del SEIN.

Como se había anticipado, en sede de planificación de un sistema de transmisión a estructura prevalentemente radial, como el del Perú, la aplicación “indiscriminada” del criterio determinístico N-1 lleva generalmente a sobrestimar los refuerzos necesarios para evitar “separaciones de sistema” y condiciones que requieren alivios de la carga o re-despacho “consistente”.

Un análisis probabilístico del tipo “incremental”, desarrollado según el procedimiento propuesto puede suministrar indicaciones sobre como y donde aplicar en manera eficaz y


coherente el criterio N-1, también en la verificación de detalle de la planificación sea a “largo” que a mediano y corto plazo”.

Al respecto se pueden hacer las siguientes consideraciones: A) Antenas locales de carga o de generación

Para estos casos la aplicación del Criterio N-1 es obvia. De hecho la decisión de refuerzo de red depende de evaluaciones de tipo directo, cuyos criterios se indican en la Ley de Liberalización del Mercado Eléctrico. B) Red Troncal radial a 220 y 138kV y mallada a 220, 138 y 60kV:

Se utiliza la comparación de los resultados a “Red segura” y “Red con fallas” y en particular la repartición de EENS sobre la base del orden de multiplicidad de fallas. Valen las siguientes consideraciones: Si tuviera que resultar que EENS en condiciones de red N-1 fuera una fracción pequeña

de EENS total, significa que la adecuación en operación del sistema está poco influenciada por las situaciones N-1 y por lo tanto no es estrictamente necesario aplicar el criterio N-1 en planificación. Si en vez resultara que la parte de EENS que se tiene en condiciones de red N-1 fuera

importante, será necesario verificar también: • Si existe un Área en la cual las fallas de red tienen consecuencias que prevalecen

respecto a aquellas de otras Áreas o de las interconexiones, • Las Áreas, Zonas o Nodos del sistema en las cuales se concentra EENS, a fin de poder seleccionar los circuitos para los cuales está justificada la aplicación del criterio N-1.

8.6 Indicaciones sobre la prioridad de los refuerzos de red

En lo que respecta a los refuerzos que implican la realización de nuevas líneas, nuevos transformadores y nuevas estaciones, el análisis probabilístico de adecuación mediante el programa GRARE, permite recabar indicaciones de prioridad de manera más coherente, que de aquel determinístico.

A diferencia de lo que sucede en las verificaciones determinísticas, el cálculo del índice de riesgo (EENS) y de los otros índices técnicos y económicos que gobiernan la planificación a mediano – largo plazo (producto del análisis probabilístico), se efectúa: Pesando la intensidad de las medidas correctivas necesarias para eliminar violaciones de

las restricciones de transmisión, comprendido el alivio de carga, con la probabilidad de la configuración de sistema (parque de generación, red y nivel de demanda) que le requiere; Simulando la utilización de todos los recursos del sistema (reserva rotante y reserva fría

disponible) para resolver las violaciones de las restricciones de transmisión. Importantes indicaciones sobre la prioridad de los refuerzos son suministradas por: La repartición del índice EENS para Áreas y para Nodos de carga, Las estadísticas de los flujos y de las sobrecargas efectivas sobre los circuitos cuando se

aplica un despacho optimizado sin restricciones de red (sistema bus-bar o casi bus-bar en Áreas), El índice de ganancia marginal para cada circuito en el cual la sobrecarga hace necesario

el alivio de carga,


La magnitud de las diferencias entre Costos Marginales Promedios de cada Área. Una vez que se ha individualizado el o los refuerzos de red prioritarios, se deberá proveer de

un análisis de adecuación sobre el sistema potenciado de manera de recabar los elementos necesarios para el análisis de los costos y beneficios, y como lo ilustrado precedentemente en el párrafo 4.3.1.2.3.


9 ESPECIFICACIÓN DEL PLAN PARA DETERMINAR EL STEA La determinación del STEA se basa sobre todo en la identificación • de los horizontes temporales de la planificación (párrafo 4.2.1) • de los niveles jerárquicos de la red de alta tensión (Red Troncal a 220kV/138 kV y redes

locales a 90-50 kV) (par. 4.2.2). Pre-requisitos (par. 4.3.1.1):

- previsión de la carga en potencia, nivel de barra HV y/o EHV, y en energía por lo menos a nivel de área;

- capacidad y localización de nueva generación según propuestas de los operadores

9.1 Esbozo del plan para determinar el STEA El Plan de las actividades consiste en los siguientes pasos:

1. Planificación de largo plazo - Fase 1: decisiones estratégicas: selección de los corredores de transmisión, niveles

de tensión, tamaño de las instalaciones. En esta fase el grado de fiabilidad de la red es aquel garantizado por la adopción de un apropiado criterio determinístico, por ejemplo N y N-1 selectivo, a definirse en base a la estructura inicial de la red y al nivel de continuidad requerida del servicio.

- Fase 2: optimización de la expansión desarrollada recurriendo a un método probabilístico con l objetivo de definir refuerzos de red de manera de minimizar una función objetivo que incluye el costo anual de nuevas inversiones, el costo del riesgo y el costo del combustible de manera de satisfacer el criterio de fiabilidad estática basado sobre el conseguir un índice EENS < 10-4 p.u. de la demanda anual del sistema (MWh / año)

2. Planificación de mediano y corto plazo

La planificación a mediano y corto plazo se basa en los resultados obtenidos de la primera “capa” y se centra en las actividades denominadas de “comprobación de rendimientos”. Se trata de análisis de sistemas de alimentación eléctrica muy familiares que informarán al planificador acerca de la posibilidad de que aparezcan problemas de naturaleza específica que deban resolverse antes de seleccionar y consolidar las alternativas de transmisión con la lista de inversiones correspondiente.

Los análisis deben ser basados sobre criterios determinísticos de fiabilidad estática y dinámica arriba citados. En particular se procederá según las siguientes etapas: 7. Análisis de flujos de carga en condiciones de red intacta y en presencia de falla de un

componente. Estos análisis tienen el objetivo de evaluar la seguridad estática del sistema con la estructura de red definida en la planificación a largo plazo. Con esta finalidad se necesitan aplicar las pruebas a situaciones extremas de funcionamiento de la red. Para el caso del SEIN se considera indispensable examinar como mínimo las siguientes situaciones de operación:

- Condición de Avenida: mínima carga - Condición de Avenida máxima carga - Condición de Estiaje mínima carga - Condición de Estiaje máxima carga


- Condición de funcionamiento atípico con el fuera de servicio de importantes infraestructuras de la red. Entre estás se sugiere de considerar como mínimo la condición de demanda máxima con fuera de servicio de Mantaro y Restitución. Para todas las condiciones se procederá a examinare los márgenes de seguridad (security assessment) tanto en términos de condiciones de carga de las líneas y de transformadores de interconexión, como en términos de márgenes de reactivo (distancia del colapso de tensión). En caso de márgenes insuficientes, se procederá a la fase de security enhancement según lo indicado en las pruebas sucesivas.

8. Optimización de las instalaciones de compensación de reactivo de manera de garantizar adecuados márgenes en cada región. La Función Objetivo a ser utilizada es aquella basada en la inversión mínima. Las restricciones a utilizar son aquellos consiguientes a los criterios operativos y de desempeño mínimo antes ilustrados. También en la fase de optimización de los recursos reactivos hará falta considerar todas las condiciones operativas de red consideradas “extremas”;

9. Evaluación de nuevos niveles de cortocircuito en la red al fin de verificar la validez del poder de cierre y apertura de los interruptores; Siendo el objetivo de estos análisis la evaluación de la compatibilidad de los desempeños de los interruptores ante los nuevos niveles de corto circuito, se tendrá que hacer referencia a las situaciones de máxima cantidad de generadores en servicio y de máximo nivel de mallado de la red. Con esta finalidad se procede normalmente haciendo referencia a los estándares internacionales de calculo de corto circuito como por ejemplo, las normas IEC-909.

10. Análisis dinámico para verificar la estabilidad transitoria y de tensión de manera de definir los planes de coordinación de las protecciones y de control del reactivo (por ejemplo acción de los transformadores con variadores bajo carga). Dichos análisis tienen que aplicarse a las situaciones de red examinadas en el punto 1 y sucesivamente optimizadas en el punto 2 (optimal Var compensation). El sistema deberá estar en condiciones de por lo menos hacer frente a las condiciones mínimas de falla definidas en los criterios operativos y de desempeño mínimo. Los análisis tendran que hacer recurso a simulaciones en el tiempo que duren varios segundos (también mas allá de un minuto) con el objetivo de poder detectar fenómenos “lentos” de evolución del sistema (p.ej. inestabilidad de la tensión). Los resultados de las simulaciones permitirán minimizar las restricciones operativas identificando adecuados controles o esquemas de protección.

11. Evaluación de las oscilaciones inter-áreas (estabilidad en estado permanente) para la definición de la localización optima de los PSS y su ajuste. El análisis se tiene que desarrollar cada vez que se tenga un cambio estructural en la red. Las pruebas serán aplicadas a las condiciones extremas de funcionamiento de la red y el enfoque sugerido es del tipo “mixto”, es decir análisis modal acompañada sucesivamente por verificaciones a través de simulaciones en el dominio del tiempo;

12. Definición de planes de defensa frente a contingencias extremas. En este caso se examinan contingencias que andan mas allá de lo aceptado en los criterios de desempeño mínimo (p.ej. falla de barra con apertura de todos los alimentadores, fallas dobles contemporáneas) con el objetivo de identificar los esquemas de control centralizados o de protecciones que permitan evitar la ocurrencia de una secuencia incontrolada de eventos.


9.2 Base de datos y necesidad de mediciones Una primera versión de base de datos a utilizar como punto de partida para los estudios

de planificación es la que se encuentra puesta en el Anexo E. Esta versión de la base de datos, debería ser revisada y paulatinamente mejorada con

información obtenida desde ensayos, información de los fabricantes, datos de placa, etc., hasta obtener una representación conforme al sistema bajo estudio.

Se recomienda por lo tanto que dicha base se tome como referencia, porque más allá de las imprecisiones que pudiera contener, posee una documentación homogénea de todos los elementos, y consigna la naturaleza o fuente de cada dato.

Para controlar el contenido de la base de datos, se recomienda distribuir a los responsables de las plantas de generación una copia de los datos de los equipos que están bajo su control, para que éstos sean revisados por sus técnicos/especialistas, avalando u observando el contenido de manera fundada, y aporten la información disponible a la luz de los requerimientos de esta primer referencia.

Se recomienda además de: - Realizar un plan de ensayos en el sistema para validar el modelo de estudios, con el

objeto de mejorar la representación para ulteriores estudios de planificación y establecer nuevos criterios de desempeño ajustados a las respuestas obtenidas en los ensayos.

- Mejorar la representación de los equipos automáticos de control de las plantas en el sistema, mediante la elaboración de modelos de usuario que permitan contemplar la topología de los sistemas de control, y los mecanismos de protección más relevantes que podrían intervenir en la simulación de condiciones de operación ante excursiones considerables en la tensión y la frecuencia, para una planificación más ajustada a los equipos reales.

9.3 Esquema de términos de referencia

Con referencia a la metodología propuesta para la planificación del SEIN (cap. 8), a los criterios de planificación (cap. 5) a adoptar y al esbozo del plan para determinar el STEA (par. 9.2), los términos de referencia para el estudio de planificación se basan sobre las siguientes tareas a desarrollar:

a) Análisis preliminares

- actualización de los datos disponibles;

- recopilación de los planes de desarrollo ya decididos, es decir: obras en fase de realización o que ya estén autorizadas;

- registro de los datos y creación de una base de datos conforme con los requerimientos de la herramienta elegida para el estudio.

b) Long term planning

- definición de situaciones de operación preliminares (es decir: no optimizadas) hasta 10 años en adelante;

- aplicación del calculo mixto probabilístico-determinístico con definición del desarrollo de red final a los 10 años proyectados;


- definición del desarrollo de red en los años intermedios (hasta un máximo de 4 años).

Nota: en esta fase los análisis están basados en un modelo de red DC, pero sin depreciar a las pérdidas.

c) Mid-term planning

Fase de análisis de averiguación de desempeño con la estructura de red arriba indicada:

- flujo de carga en las situaciones de red consideradas extremas (ver par. 9.1);

- static security assessment;

- definición de las medidas para aumentar la seguridad estática en el caso en que los márgenes de seguridad resulten insuficientes en relación a los criterios operativos adoptados (security enhancement);

- evaluación de los niveles de corto circuito y definición de los interruptores que presenten características insuficientes;

- optimización de los recursos reactivos e identificación de las ubicaciones para la correcta instalación de la compensación derivada (shunt) con los relativos dimensionamientos;

- análisis de seguridad dinámica tanto a las pequeñas como a las grandes oscilaciones.

d) Análisis final de relación costo-beneficio

- identificación de las inversiones y de su secuencia temporal;

- evaluación de beneficios.

Nota: los análisis en esta fase se hacen a través de un modelo de red AC.

9.4 Herramientas software necesarias

Los análisis de red de tipo estático y dinámico mencionadas en la fase de planificación a mediano y corto plazo pueden ser desarrollados de manera correcta con el PSS/E de PTI con la excepción de los análisis de oscilación inter-área para las cuales las capability de análisis modal del PSS/E pueden resultar insuficientes para un sistema de grandes dimensiones como el SEIN. Entre las herramientas software que presentan buenos desempeños para el análisis modal de los sistemas de potencia están el DIGSILENT y el NETOMAC.

Para lo que tiene que ver con la ejecución de los análisis que se requieren para la planificación a largo plazo, el PSS/E no exhibe funcionalidades suficientes. Con la finalidad de poder disponer de un ambiente software altamente integrado que permita análisis determinísticos (flujo de carga, Active and reactive OPF, cortocircuitos, dinámicas electromecánicas de largo período, static and dynamic network equivalents), y para análisis probabilísticas, el CESI señala la posibilidad de recurrir al sistema SPIRA asociado al simulador de red SICRE, ambos desarrollados por el Consultor mismo.


10 CONCLUSIONES

Las actividades desarrolladas por el CESI en el ámbito del contrato con OSINERG sobre el tema “Criterios para la Planificación y la Expansión de los Sistemas de Transmisión”, han permitido de extraer algunas conclusiones sea sobre la situación actual de la operación del SEIN sea sobre la elección de criterios adecuados para la planificación de la Red de Transmisión.

Dichas conclusiones están descritas detalladamente en los capítulos del presente Informe y se pueden sintetizar en la siguiente manera: A. La evolución del SEIN, en el próximo quinquenio y por lo tanto presumiblemente en

períodos sucesivos, se caracteriza por una apreciable, pero no excepcional, aumento de la demanda, tanto en términos de potencia (5% anuo) como en términos de energía (4,2% anuo). Esto permite entrever la necesidad prioritaria de un adecuado incremento de la capacidad del sistema de generación no tanto por que el sistema no tenga en absoluto suficientes márgenes de reserva de potencia, sino por que estos se reducen sensiblemente en el período Estiaje, ente los meses de mayo y noviembre, a causa de la fuerte estacionalidad de los aportes hídricos que limita tanto la potencia como la producción de las centrales hidroeléctricas.

B. Las informaciones disponibles tanto del crecimiento de la carga como de posibles proyectos de expansión de la capacidad de generación, hacen suponer, con un buen grado de certeza, que no se puedan verificar importantes “discontinuidades” en el sistema, tales de llevar a la identificación de escenarios alternativos de desarrollo de la demanda y de la producción significativamente diferentes entre ellos. Por lo tanto no se sugiere en esto momento de adoptar métodos multiescenarios para la planificación del SEIN.

C. Sobre la base de consideraciones anteriores, el Consultor sostiene que sea apropiado adoptar para el SEIN la metodología de planificación con un Único Escenario, cuyo objetivo principal será aquel de delinear la evolución y los refuerzos de la Red de Transmisión Nacional (220 y 138kV) de manera de llevarlo progresivamente a la capacidad de ejercer la propia función en el ámbito de adecuados criterios operativos de calidad del servicio y con el correcto equilibrio entre fiabilidad y costos de desarrollo y operación de la red.

D. Los análisis realizados por el Consultor sobre la base de los Informes de Falla y de los resultados de estudios de simulación de la operación del SEIN en estado estacionario y en estado transitorio, desarrollados en el ámbito de una precedente actividad para el COES, han evidenciado que el sistema eléctrico peruano no siempre puede satisfacer de manera aceptable los estándares de calidad y las Normas Técnicas Operativas en Tiempo Real (NTOTR).

E. En cuanto a la actividad de planificación de la red de transmisión, el Consultor sostiene que estas deban formar parte de un proceso coordinado por un Organismo “Independiente” al cual sea dada esta tarea específica. Desde el punto de vista jurídico-institucional y sobre la base de diversas experiencias internacionales, dicho Organismo podrá ser una Sociedad coparticipada de manera equilibrada por los Operadores del mercado eléctrico, o controlado por el Estado, pero desvinculado del Gobierno para garantizar la absoluta independencia

F. Se ha desarrollado una simulación, mediante cálculos de flujo de carga, de la aplicación del criterio determinístico de adecuación N-1 a la Red de Transmisión para la configuración del año 2003 y considerando:

Dos situaciones de carga al pico, para las hidraulicidad máxima de Avenida y mínima de Estiaje.


Tres condiciones de despachos del parque de generación: aquellas previstas para las dos condiciones de carga antes mencionadas (Típicas) y una para el periodo de Estiaje pero con las centrales de Mantaro y Restitución fuera de servicio (Atípica)

Tal análisis ha evidenciado: 1) La criticidad de la Operación del Sistema en condiciones de Red N-1, sobre todo a causa

de problemas de soporte de tensión en el Área de Lima; 2) El hecho que debido a criterios operativos especialmente exigentes el sistema se

encuentre en muchos casos a operar en situaciones clasificadas de “alerta” y en algunos casos hasta de “emergencia”

3) La complejidad de un análisis determinístico para la selección de refuerzos prioritarios de red en la planificación para largo plazo

4) La imposibilidad practica de evaluar índices de riesgo, en particular el EENS, haciendo recurso a criterios puramente determinísticos;

5) la dificultad en el definir una prioridad en los refuerzos de red sin recurrir a índices que se puedan obtener de análisis probabilísticas;

6) la carencia de conocimiento del actual nivel de riesgo del sistema en su globalidad y del nivel de riesgo en las diferentes regiones.

G. Los resultados obtenidos como precedentemente se ha mencionado confirman, por lo tanto, la necesidad de aplicar un análisis probabilístico de Fiabilidad Estática (Adecuación) para la planificación a largo plazo de la expansión de la Red de Transmisión del SEIN, teniendo también en cuenta de la estructura prevalentemente radial de la misma. Tales análisis probabilísticos deberán ser realizados de manera de tener en cuenta implícitamente los límites de caídas de tensión y de desfasaje angular que garanticen el cumplimiento de los criterios de seguridad y calidad en operación. Esto permitirá la identificación de eventuales puntos débiles del Sistema de Transmisión Nacional y la cuantificación de los efectos en términos de necesidad de interrupciones en el suministro de la demanda (índice de Riesgo EENS en MWh/Año) y de restricciones en el uso económico de los recursos de producción.

H. El Consultor sugiere para el SEIN desarrollar el análisis de costo-beneficio relativo a las decisiones de refuerzos de la red adoptando:

Para el Índice de Riesgo Energía No Suministrada (EENS) un valor limite superior igual a: 1*10-4 pu de la demanda anual. Para el costo unitario del riesgo un valor de 2$/kWh.

Tales valores se deben considerar para la planificación aplicada al sistema troncal (220-138 kV). Para la planificación de las redes locales (<138 kV), los valores límite arriba citados deben ser proporcionados al nivel de:

- Desarrollo económico de la región pertinente y a la importancia de la provisión de la energía eléctrica;

- Riesgo actual de manera de definir un trend de mejora económicamente aceptable. Se hace notar que normalmente se calculan otros índices de riesgo juntos al EENS, como por

ejemplo: - LOLP (Loss Of Load Probability) para las situaciones de pico anual o pico semanal de la



Sin embargo el CESI no recomienda utilizar dichos índices como criterios para la definición de refuerzo de red para los siguientes dos motivos: - es mucho más difícil asociar un Costo respecto al caso de la EENS;


- se trata de índices normalmente utilizados para la planificación del sistema de generación. Otros índices como la frecuencia y duración de los alivios de carga son principalmente

utilizados en la planificación de los sistemas de distribución.

I. Criterios operativos mínimos. Han sido indicados algunos criterios operativos a satisfacer con respecto al perfil de tensión, las desviaciones de la frecuencia, los factores de potencia mínimos, las fallas a tolerar y los límites de sobrecarga aceptables en condiciones normales y perturbadas. Además se señala que para la definición detallada de los criterios de desempeño se debe proceder a los relativos estudios de redes (p.ej. definición de los límites de transporte entre áreas).

J. Criterios determinísticos de fiabilidad. Se recomienda la adopción de criterios determinísticos de fiabilidad para la planificación a mediano y corto plazo. Han sido además individualizados distintos criterios según que, luego de fallas en la red, el sistema mantenga su integridad o se divida en islas.

K. Ajuste de los criterios de planificación. La definición de los criterios de planificación es un proceso iterativo que anda paralelamente con la fase de ejecución de estudios de planificación. Resulta por lo tanto esencial proceder a unos análisis previsionales del SEIN identificando el compromiso optimo entre cuales podrán ser los desempeños aceptables y las inversiones necesarias en infraestructuras de red que tienen un impacto directo en la tarifa del servicio de transmisión

L. Consecuencia de una falta de planificación en el SEIN. De los análisis realizados se ha relevado que en diferentes casos el sistema ya no puede ser operado de manera de aprovechar en pleno las capacidades de los componentes de red disponibles (p. ej. limitación de transporte en varias líneas) o la capacidad de generación. Se opina por lo tanto que eso sea la consecuencia y el índice más evidente que demuestra la falta de planificación del sistema de transmisión peruano de los ultimo quince-veinte años. El mantenimiento de semejante situación conllevaría a un aumento progresivo del riesgo en el SEIN, más allá del aumento de los costos de operación (despacho) por causa de restricciones cada vez mas pesadas en la red.

M. Necesidad de planificar el sistema de transmisión. La experiencia internacional relativa a Países con elevado nivel de liberalización del mercado eléctrico ha ampliamente demostrado la exigencia de coordinar el desarrollo del sistema eléctrico. El hecho de confiar en puros mecanismos de mercado conlleva a un desarrollo fragmentario, discontinuo y no optimizado económicamente en cuanto termina faltando una visión global del sistema. Además, las señales económicas que llegan del “mercado” respecto a la exigencia de refuerzos de red (p.ej. costo de las congestiones) no están caracterizadas por “look-ahead capability”; en la practica, el mercado reacciona a los problemas actuales, pero no logra anticipar lo que podrá estar pasando en el futuro. Considerando el tiempo necesario para la realización de nuevas infraestructuras de red, resulta necesario que se arme una Entidad encargada de la planificación. Dicha Entidad, con una visión global al sistema, podrá sugerir, y de ser el caso, forzar también a “non trasmission solutions” (es decir, soluciones no basadas en la construcción de nuevas líneas) como, por ejemplo, apropiadas acciones de Demand Side Management para reducir los picos de carga, mejoramiento de la capacidad de los corredores existentes, recurso a dispositivos controlados electrónicamente para aumentare la “flexibilidad” de la red


11 REFERENCIAS

[1] Anexo 2.4 “El Marco Regulatorio Peruano” – Términos de referencia de la oferta EST/GRGT/009, 2002

[2] Decreto Ley n° 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas”, Nov. 1992

[3] “Peru Electric Power and Energy Profile”, www.eia.doe.gov/emeu/cabs

[4] “Principles and Criteria for Planning the Expansion of the Transmission System in Peru”, Merrill Energy LLC, Dic. 2000

[5] “Criterios Operativos Generales y Específicos par el Sistema Interconectado Nacional (SEIN)”, COES.

[6] GRTN: el operador independiente italiano: www.grtn.it

[7] Comisión Nacional de Energía: www.cne.cl

[8] National Grid Company: el código de red (grid): www.nationalgrid.com/uk/library/documents/pdfs

[9] O.Elgerd “Power system analyses: an introduction”, Mc.Graw Hill, 1982

[10] A.Invernizzi, L.Baggini, B.Cova, M.Innorta, P.Scarpellini, “State of the art on Transmission Planning Issues”, Simposio sobre políticas de planificación en países árabes y no árabes, Trípoli (Libia), 22-23 Febr. 2000

[11] P.Scarpellini, B.Cova, P.Bresesti, “Network reinforcements in the Deregulated Market”, Encuentro internacional CIGRE-Black Sea, El-Net, Suceava (Rumanía), Junio de 2001.

[12] D.Castelli, G.Celli, G.Gola, B.Cova, F.DI Salvatore, F.Pilo, F.Vertemati, “Network planning problems deriving from the market liberalisation”, Asociación electrotécnica italiana / Grupo de distribución de Milán, Abril de 2001 (en italiano).

[13] V. Miranda, L.M. Proenca, “Dynamic planning of distribution networks including dispersed generation”, Proc. Conferencia CIRED, 1996, vol. 4, pp. 51-56.

[14] Informe de Falla COES020410(1815)EV42_INF54.doc del 10/04/2002 hora 18:15

[15] Informe de Falla COES/DPP-299-2002 del 25/07/2002 hora 18:10

[16] Reporte de Incidencia de ENERSUR EN/RI.02.09 REV 0 del 05/02/2002 hora 22:28:55

[17] Reporte de Incidencia de EN/RI.02.41 REV 01 del 09/10/2002 hora 13:09:00


[18] Informe CESI RETE – A3/004714 “Análisis crítico sobre las estrategias de control en emergencia para grandes variaciones de frecuencia y de tensión propuestas para el SEIN en el año 2002. Verificaciones del esquema actual de rechazo de carga por subfrecuencia” del 25/02/2003.

[19] Informe CESI RETE-A2/041063 “DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE POR ESTABILIDAD PERMANENTE DE LA L-215” del 15/12/2002

[20] Bertoldi O., Invernizzi A., Rivoiro A.,Scarpelllini P.: ”Affidabilità e sicurezza del sistema elettrico in regime di mercato elettrico competitivo”. Atti della Giornata di Studio “Ottimizzazione tecnico-economica dei sistemi di produzione e trasmissione dell’energia elettrica nel quadro della liberalizzazione del settore” organizzata dal GSPT dell’AEI, Roma 29 Novembre 1999

[21] Bresesti P., Gallanti M., Lucarella D.: ”Market-Based generation and transmission expansions in the competitive market ”. IEEE General Meeting, Toronto, July 2003.

[22] CIGRE WG 37-30: “Network Planning in a Deregulated Environment”, January 2003.

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