Informe Final Sistemas Establecimientos Eléctricos ...

A7025267Informe Final Sistemas Establecimientos Eléctricos Aprobado Pag. 1/200

CESICentro ElettrotecnicoSperimentale ItalianoGiacinto Motta SpA

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1

Cliente COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADONACIONAL (COES-SINAC)

Objetivo “Estudio Integral de Tensión, Compensación Reactiva y Estabilidad de Tensión delSEIN 2007-2010” – Informe Final Etapas II y III

Orden COES SINAC/D-057-2006

Notas

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N. páginas 200 N. páginas fuera texto -

Fecha 30/09/2007

Elaborato Gomez Roberto (CESI IMP),A7025267 3003 AUT

Colombo Enrico (CESI IMP)A7025267 3421 AUT

J.L. Perez

Verificato Provenzano Dario (CESI IMP)A7025267 3835 VER

Approvato Ardito Antonio (CESI SIS)A7025267 2935 APP

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Índice del Contenido RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................................ 7

1 PARTE II – INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 13

2 PREPARACION DE LOS ESCENARIOS DE ESTUDIO ................................................................... 13 2.1 REVISIÓN DE LA BASE DE DATOS .................................................................................................... 14 2.2 IMPLEMENTACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN .................................................................................... 14 2.3 DESARROLLO DE LOS ESCENARIOS DE ESTUDIO .............................................................................. 15

3 DEFINICIÓN DEL PLAN OPTIMO DE EQUIPAMIENTO .................................................................. 17 3.1 METODOLOGÍA E HIPÓTESIS DE DISEÑO........................................................................................... 17 3.2 SIMULACIONES PARA DEFINIR LAS CONTINGENCIAS N-1.................................................................... 19

3.2.1 Contingencias no admisibles................................................................................ 22 3.2.1.1 Casos de formación de dos redes separadas (islas) ..................................................... 23 3.2.1.2 Casos de load-flow que no tienen solución factible (no convergencia).......................... 23 3.2.1.3 Casos que dan origen a sobrecargas significativas ....................................................... 24 3.2.1.4 Casos que dan origen a nodos aislados ........................................................................ 26

3.2.2 Escenarios examinados en el período 2007 – 2010 ............................................. 26 3.2.2.1 Elenco de contingencias de transformadores ................................................................ 27 3.2.2.2 Elenco de contingencias de unidades de generación .................................................... 28

3.2.3 Optimización de la compensación de la potencia reactiva.................................... 28 3.2.3.1 Optimización año 2007 ................................................................................................... 29 3.2.3.2 Optimización año 2008 ................................................................................................... 32 3.2.3.3 Optimización año 2009 ................................................................................................... 34 3.2.3.4 Optimización año 2010 ................................................................................................... 36 3.2.3.5 Detalle de las S/E a ser equipadas, y origen de la necesidad de compensación.......... 38

PIURA_OESTE - CostaNorte: S/E Paita ..................................................................................................... 38 ZORRITOS – CostaNorte: S/E Tumbes ...................................................................................................... 39 GUADALUPE – CostaNorte: S/E Cajamarca Norte..................................................................................... 39 SANTA ROSA – CostaCentro: S/E Tacna................................................................................................... 40 SANTA ROSA, S/E Santa Rosa.................................................................................................................. 40 SANTA ROSA, S/E Puente......................................................................................................................... 41 SANTA ROSA, S/E Ingenieros.................................................................................................................... 41 SANTA ROSA, S/E Jicamarca .................................................................................................................... 41 SANTA ROSA, S/E Cantogrande................................................................................................................ 42 SANTA ROSA, S/E Monterrico ................................................................................................................... 42 BARSI; S/E Santa Marina ........................................................................................................................... 42 BARSI; S/E Pershing .................................................................................................................................. 43 BARSI; S/E Industriales .............................................................................................................................. 43 BALNEARIOS, S/E Neyra........................................................................................................................... 44 BALNEARIOS, S/E Limatambo................................................................................................................... 44 BALNEARIOS, S/E Balnearios.................................................................................................................... 44 BALNEARIOS, S/E Cuartel Ejército ............................................................................................................ 45 CHAVARRÍA, S/E Huaral............................................................................................................................ 45 CHAVARRÍA, S/E Pando ............................................................................................................................ 46 CHAVARRÍA, S/E Infantas.......................................................................................................................... 46 CHAVARRÍA, S/E Caudivilla....................................................................................................................... 46 CHAVARRÍIA, S/E Mirones......................................................................................................................... 47 CHAVARRÍA, S/E Chavarría....................................................................................................................... 47 SAN JUAN, S/E Bujama ............................................................................................................................. 48



SAN JUAN, S/E Lurin ................................................................................................................................. 48 INDEPENDENCIA, S/E Tambo de Mora..................................................................................................... 49 INDEPENDENCIA, S/E Pedregal................................................................................................................ 49 INDEPENDENCIA, S/E Chincha................................................................................................................. 50 C.ARMIÑO, S/E Ayacucho.......................................................................................................................... 51 C.ARMIÑO, S/E Cangallo ........................................................................................................................... 52 MARCONA, S/E S.E. Mina ......................................................................................................................... 52 MARCONA, S/E Marcona ........................................................................................................................... 52 UCHUCHACUA, S/E Uchuchacua .............................................................................................................. 53 OROYA NUOVA,S/E Torre N° 8 ................................................................................................................. 53 OROYA NUEVA, S/E Oroya Nueva ............................................................................................................ 53 TINGO MARÍA, S/E Tingo María................................................................................................................. 54 TINGO MARÍA, S/E Aucayacu.................................................................................................................... 54 TINGO MARIA, S/E Tocache...................................................................................................................... 55 SOCABAYA 138, S/E Parque Industrial Arequipa....................................................................................... 55 SOCABAYA 138, S/E Chilina...................................................................................................................... 55 SOCABAYA 138, S/E Aceros Arequipa....................................................................................................... 56 ICA, S/E Villacuri ........................................................................................................................................ 56 CHIMBOTE, S/E Chimbote Norte................................................................................................................ 57 HUAYUCACHI, S/E Jauja ........................................................................................................................... 57 CHILLÓN, S/E Chillón................................................................................................................................. 57 CARHUAMAYO, S/E Carhuamayo ............................................................................................................. 57

3.2.3.6 Resumen final del Plan de equipamientos para el periodo de estudio .......................... 57 3.2.4 Sensibilidad con el cambio del factor de potencia ................................................ 59

3.2.4.1 Efecto de la compensación distribuida en los nodos de Baja Tensión .......................... 59 3.2.4.2 Efecto del Factor de Potencia medido sobre las consignas en Alta Tensión ................ 62

3.2.5 Operación del SEIN con el Plan de compensación de la potencia reactiva .......... 64 3.2.5.1 Ajustes de los recursos de control en la operación con el Plan de equipamientos ....... 64 3.2.5.2 Las barras “claves” del SEIN en la operación con el Plan de equipamientos................ 97 3.2.5.3 Impacto del Plan de compensación sobre la generación y pérdidas en el SEIN......... 103 3.2.5.4 Conclusiones ................................................................................................................ 104

4 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS INVERSIONES ................................................................... 106 4.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 106 4.2 BREVE DESCRIPCIÓN DEL PRESUPUESTO PRESENTADO.................................................................. 106

4.2.1 Tipologías de los equipos a tensión hasta los 33 kV .......................................... 106 Tipología A ............................................................................................................................................... 106 Tipología B ............................................................................................................................................... 107 Tipología C ............................................................................................................................................... 107 Tipología D ............................................................................................................................................... 108 Tipología E ............................................................................................................................................... 108

4.2.2 Tipologías de los equipos a tensión superior a los 33 kV ................................... 109 Tipología F................................................................................................................................................ 109

4.3 DETALLE DE LAS INVERSIONES POR S/E Y AÑO.............................................................................. 109 4.4 CONSIDERACIONES CONCLUSIVAS Y COMENTARIOS ....................................................................... 111

5 SIMULACIONES COMPARATIVAS DE ESTADOS PERTURBADOS ........................................... 112 5.1 COMPARACIÓN DE LOS LÍMITES DE ESTABILIDAD DE LA TENSIÓN...................................................... 113

5.1.1 Caso de Avenida 2008 carga máxima con exportación al Ecuador .................... 113 5.1.2 Caso de Estiaje 2007 carga máxima.................................................................. 115 5.1.3 Conclusiones respecto de los márgenes a la inestabilidad de tensión ............... 116

6 VERIFICACION DE RESONANCIAS, DISTORSIÓN ARMÓNICA ................................................. 118



7 VERIFICACION DE SOBRETENSIONES........................................................................................ 123 7.1 CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 128

8 BIBLIOGRAFIA – REFERENCIAS................................................................................................... 130

ANEXO 1................................................................................................................................................ 131 MODELO MATEMÁTICO DEL PROGRAMA BACONE ................................................................................. 131 LA FUNCIÓN OBJETIVO .......................................................................................................................... 132 SOLUCIÓN DEL PROBLEMA MATEMÁTICO................................................................................................ 132

ANEXO 2................................................................................................................................................ 134 DESARROLLO DE LOS ESCENARIOS DE ESTUDIO..................................................................................... 134 SIGLAS PARA IDENTIFICAR EL CASO CORRESPONDIENTE Y SU UBICACIÓN EN EL PROYECTO ....................... 134 COMENTARIOS SOBRE CAMBIOS ADICIONALES EN EL MODELO GENERAL ................................................... 134 CRITERIOS PARA DEFINIR AMPLIACIONES EN EQUIPAMIENTOS .................................................................. 135 COMENTARIOS COMUNES A TODOS LOS ESCENARIOS.............................................................................. 135 CASOS DE DEMANDA BASE, SIN EL PROYECTO BPZ.............................................................................. 137 CASOS CON BPZ (GENERACIÓN 1X75MW EN ZORRITOS)...................................................................... 147

ANEXO 3................................................................................................................................................ 155 IMPLEMENTACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN ........................................................................................... 155 PLAN DE EXPANSIÓN: DEMANDA BASE ................................................................................................. 155

ANEXO 4................................................................................................................................................ 172 REVISIÓN DE LA BASE DE DATOS ........................................................................................................... 172

Compatibilidad del modelo respecto plano Anexo NºIII-5 .............................................. 172 Revisión de los límites de las líneas de transmisión ...................................................... 173

Información suministrada por COES.......................................................................................... 173 Información obtenida desde REP............................................................................................... 176 Comparación entre la información contenida en la Tab. 0.1 y Tab. 0.2..................................... 177

Revisión de la representación del resto de los componentes ........................................ 183 Revisión de los equipamientos automáticos de control ................................................. 185

Caso especial 1: Sistema de Excitación y Estabilizador de Machupicchu................................. 187 Caso especial 2: Problemas de inestabilidad numérica............................................................. 192

ANEXO 5................................................................................................................................................ 197 ENCUESTA SOBRE LA DISPONIBILIDAD DE ESPACIO EN LAS S/E DEL SEIN ................................................ 197



Índice de las Tablas TABLA 1: CONTINGENCIAS DE LÍNEAS QUE DAN ORIGEN A SEPARACIÓN DE REDES (ISLAS) ....................................................23 TABLA 2: CONTINGENCIAS DE LÍNEAS QUE NO OBTIENEN SOLUCIÓN FACTIBLE DE LOAD-FLOW ...............................................24 TABLA 3: CONTINGENCIAS DE LÍNEAS QUE CAUSAN SOBRECARGAS – ES07D ......................................................................24 TABLA 4: CONTINGENCIAS DE LÍNEAS QUE CAUSAN SOBRECARGAS – ES07A ......................................................................25 TABLA 5: CONTINGENCIAS DE LÍNEAS QUE CAUSAN SOBRECARGAS – ES07N ......................................................................25 TABLA 6: CONTINGENCIAS DE LÍNEAS QUE CAUSAN NODO AISLADO ....................................................................................26 TABLA 7: ESCENARIOS A ESTUDIAR Y RESUMEN DE CONTINGENCIAS PARA EL PERÍODO 2007 - 2010 ....................................27 TABLA 8: ELENCO DE TRANSFORMADORES CONSIDERADOS EN CONTINGENCIA PARA EL PERIODO 2007 - 2010......................27 TABLA 9: ELENCO DE UNIDADES DE GENERACIÓN CONSIDERADAS EN CONTINGENCIA, AL 2010.............................................28 TABLA 10: TRANSFORMADORES DONDE SE DEBE MONITOREAR EL FACTOR DE POTENCIA (COS FI) ........................................28 TABLA 11: NODOS CON RESTRICCIONES PARTICULARES ...................................................................................................29 TABLA 12: COMPENSACIÓN RESULTANTE PARA EL AÑO 2007, CON SVC EN CARHUAMAYO DESDE EL ESTIAJE ......................31 TABLA 13: COMPARACIÓN DEL COS ϕ EN LOS TRANSFORMADORES DE LA ZONA DE LIMA, ES07A .........................................32 TABLA 14: MODIFICACIÓN DE COMPENSACIÓN EN EL 2008 RESPECTO AL 2007 ..................................................................33 TABLA 15: COMPENSACIÓN RESULTANTE PARA EL AÑO 2008, CON LA VARIACIÓN RESPECTO AL 2007 ..................................33 TABLA 16: COMPARACIÓN DEL COS ϕ EN LOS TRANSFORMADORES DE LA ZONA DE LIMA, AV08X_EC ..................................34 TABLA 17: MODIFICACIÓN DE COMPENSACIÓN EN EL 2009 RESPECTO AL 2008 ..................................................................34 TABLA 18: COMPENSACIÓN RESULTANTE PARA EL AÑO 2009, CON LA VARIACIÓN RESPECTO AL 2008 ..................................35 TABLA 19: COMPARACIÓN DEL COS ϕ EN LOS TRANSFORMADORES DE LA ZONA DE LIMA, ES09A_BPZ ................................36 TABLA 20: MODIFICACIÓN DE COMPENSACIÓN EN EL 2010 RESPECTO AL 2009 ..................................................................36 TABLA 21: COMPENSACIÓN RESULTANTE PARA EL AÑO 2010, CON LA VARIACIÓN RESPECTO AL 2009 ..................................37 TABLA 22: COMPARACIÓN DEL COS ϕ EN LOS TRANSFORMADORES DE LA ZONA DE LIMA, ES09A_BPZ ................................38 TABLA 23: RESUMEN FINAL DEL PLAN DE EQUIPAMIENTOS PARA EL PERIDO DE ESTUDIO .....................................................58 TABLA 24: CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA BAJO LAS S/E CHILLÓN, CHAVARRÍA Y BARSI – AV08X_EC ..............................59 TABLA 25: CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA BAJO LAS S/E CHILLÓN, CHAVARRÍA Y BARSI – AV08X_EC ..............................61 TABLA 26: CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA BAJO LAS S/E CHILLÓN, CHAVARRÍA Y BARSI – AV08X_EC ..............................61 TABLA 27: MVAR ADICIONALES AL CAMBIAR LA CONDICIÓN DE COS FI EN LOS TRANSFORMADORES DE LIMA ...........................62 TABLA 28: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA COSTA NORTE....................66 TABLA 29: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA COSTA NORTE.....................67 TABLA 30: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA SIERRA NORTE ...................68 TABLA 31: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA COSTA CENTRO..................68 TABLA 32: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA SIERRA NORTE ....................69 TABLA 33: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA COSTA CENTRO...................69 TABLA 34: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA SIERRA CENTRO (1) ............70 TABLA 35: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA SIERRA CENTRO (2) ............71 TABLA 36: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA SIERRA CENTRO (1).............72 TABLA 37: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA SIERRA CENTRO (2).............73 TABLA 38: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA COSTA SUR........................74 TABLA 39: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA COSTA SUR.........................75 TABLA 40: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE AVENIDA – ZONA SIERRA SUR .......................76 TABLA 41: SET-POINT DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN PARA EL PERÍODO DE ESTIAJE – ZONA SIERRA SUR ........................76 TABLA 42: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2007 – ZONA COSTA Y SIERRA NORTE.......................77 TABLA 43: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2007 – ZONA COSTA CENTRO ...................................78 TABLA 44: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2007 – ZONA SIERRA CENTRO ..................................79 TABLA 45: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2007 – ZONA COSTA Y SIERRA SUR...........................79 TABLA 46: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2008 – ZONA COSTA Y SIERRA NORTE.......................80 TABLA 47: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2008 – ZONA COSTA CENTRO ...................................81 TABLA 48: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2008 – ZONA SIERRA CENTRO...................................82 TABLA 49: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2008 – ZONA COSTA Y SIERRA SUR...........................82 TABLA 50: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2009 – ZONA COSTA Y SIERRA NORTE.......................83 TABLA 51: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2009 – ZONA COSTA CENTRO ...................................84 TABLA 52: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2009 – ZONA SIERRA CENTRO ..................................85 TABLA 53: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2009 – ZONA COSTA Y SIERRA SUR...........................85 TABLA 54: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2010 – ZONA COSTA Y SIERRA NORTE.......................86 TABLA 55: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2010 – ZONA COSTA CENTRO ...................................87 TABLA 56: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2010 – ZONA SIERRA CENTRO ..................................88 TABLA 57: EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SHUNT EN SERVICIO PARA EL 2010 – ZONA COSTA Y SIERRA SUR...........................88 TABLA 58: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 2 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA NORTE ...............89 TABLA 59: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 2 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA CENTRO (1)........90 TABLA 60: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 2 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA CENTRO (2)........91 TABLA 61: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 2 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA SIERRA CENTRO ............92 TABLA 62: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 2 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA Y SIERRA SUR.....92 TABLA 63: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 3 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA NORTE ...............93



TABLA 64: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 3 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA CENTRO .............94 TABLA 65: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 3 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA SIERRA CENTRO ............95 TABLA 66: SET-POINT DE LOS TRANSF. A 3 ARROLL. CON VARIADOR DE TOMA BAJO CARGA – ZONA COSTA Y SIERRA SUR.....96 TABLA 67: SET-POINT DE LA BARRA CONTROLADA POR LOS DISPOSITIVOS SVC .................................................................96 TABLA 68: ELENCO POR ZONAS DEL SEIN DE LAS BARRAS “CLAVES” SELECCIONADAS ........................................................97 TABLA 69: TENSIONES EN LAS BARRAS “CLAVES” A UTILIZAR CON EL PLAN DE EQUIPAMIENTOS PROPUESTO ..........................98 TABLA 70: SENSIBILIDAD DE LAS BARRAS “CLAVES” HACIA LOS RECURSOS DE REACTIVO – ZONA NORTE ...............................99 TABLA 71: SENSIBILIDAD DE LAS BARRAS “CLAVES” HACIA LOS RECURSOS DE REACTIVO – ZONA CENTRO 1.........................100 TABLA 72: SENSIBILIDAD DE LAS BARRAS “CLAVES” HACIA LOS RECURSOS DE REACTIVO – ZONA CENTRO 2.........................101 TABLA 73: SENSIBILIDAD DE LAS BARRAS “CLAVES” HACIA LOS RECURSOS DE REACTIVO – ZONA SUR .................................102 TABLA 74: COMPARACIÓN DE LA GENERACIÓN Y LAS PÉRDIDAS EN EL SEIN CON Y SIN PLAN .............................................104 TABLA 75: DETALLE DE LAS INVERSIONES POR AÑO DEL PERIODO DE ESTUDIO .................................................................110 TABLA 76: RESUMEN DE LAS INVERSIONES POR AÑO DEL PERIODO DE ESTUDIO................................................................110 TABLA 77: COMPARACIÓN MARGEN DE RESERVA AVENIDA 2008, MAX, EXPORTACIÓN ECUADOR ......................................114 TABLA 78: COMPARACIÓN MARGEN DE RESERVA, ESTIAJE2007, MÁXIMA ANUAL .............................................................115 TABLA 79: ESPECTRO DE ARMÓNICAS INYECTADAS POR EL SVC DE VIZCARRA.................................................................119 TABLA 80: DISTORSIÓN TOTAL Y POR ARMÓNICA EN DIVERSOS PUNTOS DEL SEIN ............................................................122 TABLA 81: LÍMITES DE DISTORSIÓN TOTAL (THD) Y POR ARMÓNICA RECOMENDADOS INTERNACIONALMENTE ......................122 TABLA 82: LÍNEAS SELECCIONADAS PARA EVALUAR SOBRETENSIONES DE MANIOBRA .........................................................123

Índice de las Figuras FIGURA 1: METODOLOGÍA QUE EMPLEA EL PROGRAMA BACONE PARA DEFINIR LA COMPENSACIÓN.....................................18 FIGURA 2: FLUJOS Y TENSIONES EN EL ÁREA DE TACNA, ESTIAJE 2007 CARGA MAX. – CONDICIÓN N...................................21 FIGURA 3: FLUJOS Y TENSIONES EN EL ÁREA DE TACNA, ESTIAJE 2007 CARGA MIN. – CONDICIÓN N-1 ................................22 FIGURA 4: TENSIONES CON CONTINGENCIA LÍNEA INDEPENDENCIA - PUEBLO NUEVO, SIN PLAN ...........................................50 FIGURA 5: TENSIONES CON CONTINGENCIA LÍNEA INDEPENDENCIA - PUEBLO NUEVO, CON PLAN..........................................51 FIGURA 6: COMPARACIÓN ENTRE LAS CARGAS EN EL CASO BASE Y COMPENSADAS PARA COS FI ≈ 0.98 ...............................60 FIGURA 7: CURVAS DIARIAS TÍPICAS DEL SEIN................................................................................................................65 FIGURA 8: PERFIL DE TENSIONES EN ALGUNAS DE LAS BARRAS “CLAVES” DEL SISTEMA EN ESTIAJE 2007 ............................103 FIGURA 9: COMPARACIÓN DE CURVAS Q-V PARA DIVERSOS NODOS................................................................................113 FIGURA 10: COMPARACIÓN DE CURVAS Q-V PARA SANTA ROSA, CON TAP CHANGERS HABILITADOS .................................114 FIGURA 11: COMPARACIÓN DE CURVAS Q-V PARA DIVERSOS NODOS ..............................................................................115 FIGURA 12: COMPARACIÓN DE CURVAS Q-V PARA SANTA ROSA, CON TAP CHANGERS HABILITADOS .................................116 FIGURA 13: IMPEDANCIA Z(F)DEL SEIN VISTA DESDE LOS PUNTOS DE INYECCIÓN DE ARMÓNICAS (1) .................................118 FIGURA 14: IMPEDANCIA Z(F) DEL SEIN VISTA DESDE LOS PUNTOS DE INYECCIÓN DE ARMÓNICAS (2) ................................119 FIGURA 15: FORMA DE ONDA EN LOS DISTINTOS PUNTOS DE INYECCIÓN DE ARMÓNICAS (1) ...............................................120 FIGURA 16: FORMA DE ONDA EN LOS DISTINTOS PUNTOS DE INYECCIÓN DE ARMÓNICAS (2) ...............................................120 FIGURA 17: DISTORSIÓN POR ARMÓNICA EN DIVERSOS PUNTOS DEL SEIN PARA N>1 .......................................................121 FIGURA 18: DISTORSIÓN POR ARMÓNICA (5TA) EN LA ZONA DE CASPALCA 50 KV..............................................................121 FIGURA 19: TENSIONES INDEPENDENCIA – CAMPO ARMIÑO, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS ...................................124 FIGURA 20: TENSIONES HUAYUCACHI – ZAPALLAL, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS ................................................124 FIGURA 21: TENSIONES MACHUPICCHU – COTARUSE ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS .............................................125 FIGURA 22: TENSIONES PARAMONGA NUEVA – CHIMBOTE, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS .....................................126 FIGURA 23: TENSIONES PACHACHACA – CAMPO ARMIÑO, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS.......................................126 FIGURA 24: TENSIONES CAMPO ARMIÑO – POMACOCHA, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS........................................127 FIGURA 25: TENSIONES VIZCARRA – PARAMONGA NUEVA, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS .....................................127 FIGURA 26: TENSIONES PARAGSHA II – VIZCARRA, ANTES Y DESPUÉS DE LAS MANIOBRAS ................................................128


HISTORIA DE LAS REVISIONES Número revisión Fecha Protocolo Lista de las modificaciones

0 17/08/2007 Anticipo emisión borrador (preliminar) 1 30/09/2007 A7025267 Informe Final

RESUMEN EJECUTIVO

El objetivo principal de estas etapas designadas como Parte II y III, es el de proponer un Plan de Equipamiento Óptimo para la compensación de la potencia reactiva. Es indispensable tomar en cuenta que el Plan de Equipamiento de Compensación, persigue como objetivo satisfacer el concepto de Seguridad Preventiva respecto de la tensión, es decir, que el sistema en condiciones de red N o de contingencia N-1, cumpla con los requisitos de las Normativas NTCOTR, NTCSE y procedimientos COES, sin necesidad de intervención de los operadores del sistema luego de las contingencias. Las contingencias que forman parte de las condiciones de diseño de este Estudio Integral de Tensión son aquellas que pueden ser resueltas mediante la intervención de recursos de compensación de potencia reactiva, por lo tanto quedan fuera del elenco aquellas que provocan la formación de islas, nodos aislados, o pérdida de componentes que implican sobrecargas de envergadura que deben resolverse mediante adecuación de la carga activa o redespacho de generación. El criterio de seguridad mencionado implica que durante las condiciones N el sistema operará en los niveles ± 5 % respecto de su referencia, requeridos en la Normativa Vigente, contando para cada estado de carga con los recursos de compensación descriptos en este Plan, en conjunto con las consignas de tensión en los generadores y transformadores con capacidad de regulación bajo carga, operen o no en modo automático. En caso de contingencias N-1, el sistema alcanzará un nuevo estado estacionario que satisface también la normativa vigente prevista para esta condición N-1, que implica que las tensiones se mantendrán en el rango de ± 10 %, sin que el operador del sistema deba intervenir para hacer un redespacho de la potencia reactiva, o modificar la toma de un transformador con regulación bajo carga pero operado manualmente, o cambiar el “status” de algún dispositivo de compensación. Los únicos recursos que se ponen en juego para controlar la tensión en post-contingencia, son la capacidad de reserva de generación de potencia reactiva en los generadores y SVC´s, y la actuación de los cambiadores de tomas bajo carga en los transformadores que operan en modo automático. De modo que como resultado del estudio se obtiene para los escenarios suministrados como hipótesis de diseño, el set-point de los generadores, el set-point de los SVC´s, el “status” de los elementos de compensación, la toma de los transformadores con capacidad de regulación bajo carga que operan en modo manual, y las consignas para los transformadores del sistema de transmisión con regulación bajo carga que operan en modo automático. Las consignas de los generadores pueden resumirse aproximadamente, si se toma como objetivo respetar un cierto perfil de tensiones en algunas barras testigo, según resulta de los casos de flujo de cargas optimizados que se reportan con este informe. Entre las actividades principales desarrolladas para estas fases se destacan las siguientes:


Preparación de los Escenarios De Estudio Se desarrolló una completa revisión de la Base de Datos, que comprendió principalmente la verificación de topología del sistema y parámetros eléctricos de los componentes del sistema, y la adecuación de la respuesta de los sistemas de control, para dar por resultado una Base de Datos apta para los estudios involucrados en estado estacionario, cortocircuito y estabilidad transitoria. Se implementó el Plan de Expansión con la información suministrada por COES y los Agentes del SEIN, según sus expectativas de desarrollo en el horizonte 2007 – 2010, en consistencia con la previsión de crecimiento de la demanda y la incorporación esperada de equipos de generación. Se desarrollaron 53 Escenarios de Estudio, compuestos por:

36 escenarios desde el 2007 al 2010, con dos estaciones: Avenida y Estiaje, donde cada uno de los casos de Avenida presenta 4 Estados de Carga, mientras que los de Estiaje presenta 5 (se agrega la carga máxima anual);

14 escenarios a partir del Estiaje 2009 hasta el 2010, en que se considera en servicio la Central de BPZ;

3 Escenarios con exportación hacia el Ecuador correspondientes a la Avenida 2008 en carga máxima, media y mínima

Estos escenarios contienen la información de la demanda nodal y los despachos económicos suministrados por COES. Los escenarios con la información arriba indicada, fueron ajustados según las prácticas normales de la operación actual del SEIN, y se alcanzaron estados operativos razonables con el despacho económico suministrado. En estos escenarios no todas las restricciones del sistema fueron satisfechas, pero permitieron definir las principales condiciones operativas de los transformadores del sistema de transmisión con regulación bajo carga, pero que operan en modo manual.

Definición del Plan Óptimo de Equipamiento Se ha aplicado una metodología que a través de un proceso iterativo ha permitido definir el Plan de Equipamiento Óptimo en el período 2007-2010. El objetivo de la optimización busca hallar mediante el proceso:

Un punto de operación admisible en el cual se satisfacen simultáneamente todos las restricciones impuestas por el usuario;

El punto mínimo de la inversión, por ejemplo la mínima cantidad de compensación Var necesaria para satisfacer en todos los casos las restricciones impuestas (minimizando además las pérdidas en el sistema);

La máxima instalación admisible; Imponer un conjunto de funciones auxiliares, como por ejemplo examinar

sistemáticamente la seguridad N-1 en red.

Los datos de ingreso al proceso de optimización son: Los escenarios ajustados con las condiciones operativas con los recursos de

control existentes al inicio del período (2007), o los previstos en el Plan de Expansión del Sistema;

El elenco de contingencias “creíbles” y comunes a todos los estados de carga de un mismo escenario.

Las restricciones impuestas en todo el proceso de optimización son las siguientes: En condiciones de red N, las tensiones en las barras del sistema se mantienen

en el rango 0.95 y 1.05 p.u. de la tensión nominal; En condiciones de contingencia de red N-1, las tensiones en las barras del

sistema se mantienen en el rango 0.90 y 1.10 p.u. de la tensión nominal;


En condiciones de red N, los factores de potencia sobre el flujo que transita en el arrollamiento de Alta Tensión de los transformadores situados en las S/E que alimentan la carga en la zona de Lima no debe ser inferior a 0.9487 (flujo de Q [MVAr] menor o igual a flujo de P [MW]/3);

No se aplica alguna restricción referente al espacio físico en las subestaciones para materializar la instalación

Determinación de la Compensación Necesaria desde el Plan Óptimo de Equipamiento En la Tabla siguiente se resume el instalado obtenido desde el Estudio, como adicional al existente que regularmente opera en los diferentes estados de carga.

Avenida Estiaje Año

Mínimo Medio Máximo Mínimo Medio Máximo

2007 40.3 111.8 178.8 33.3 115.9 192.0 2008 61.6 153.6 221.0 46.2 132.1 211.4 2009 62.5 155.3 231.4 62.5 165.5 243.8 2010 62.5 184.8 251.7 68.5 188.2 295.0

Sensibilidad con el cambio del factor de potencia de la carga Se ha efectuado un análisis de sensibilidad orientado a verificar el impacto sobre el Plan de Compensación, cuando se modifica el factor de potencia. Más precisamente, se aplicaron dos enfoques:

Efecto de la compensación distribuida en los nodos de 10 kV Efecto sobre las consignas del factor de potencia medidas en 220kV

Para el primer enfoque se redujo el análisis al subsistema Chillón-Chavarría-Barsi, que está vinculado en 220 y 60kV, y se obtuvo que solamente para un factor de potencia en el lado de baja de los transformadores de distribución igual o mayor a 0.98, se satisface la condición de cos FI≥ 0.95 en 220 kV de dicho subsistema. Para el segundo enfoque, orientado a toda el área Centro, se obtuvo el incremento necesario de compensación ante requerimientos desde 0.96 a 0.99 en el lado de alta (220 kV) de dichos transformadores. Se puede concluir de las evaluaciones que:

• La imposición de que en los nodos de retiro de potencia en 220 kV satisfagan un cos FI = 0.95, implica desde el punto de vista de los nodos de carga (23 – 10 kV) un factor de potencia de ≈ 0.98. Este valor se sitúa en lo más alto del rango que normalmente se especifica para la demanda en los sistemas eléctricos;

• De lo anterior, se deduce que exigir factores de potencia más altos de 0.95 para los nodos de 220 kV, implicarían llevar a la demanda en barras de 23-10 kV a factores de potencia cercanos a la unidad, lo que difícilmente resulte justificable.

• Si bien es posible conseguir en los nodos de retiro en 220 kV factores de potencia de 0.96 a 0.98, las limitaciones que se observan para alcanzar factores de potencia mayores ponen de manifiesto que:

o A medida que se solicita un factor de potencia mayor, se reduce el margen de maniobra en la operación de la red de transmisión de 220 kV. Se observa incluso que para el factor de potencia 0.95 considerado en este estudio, los niveles de tensión en 220 KV resultan menores que los de la operación habitual sin compensación;

o A partir del ejemplo dado para el año 2008 y de la naturaleza de las limitaciones detectadas, se puede inferir que para los años subsiguientes el factor de potencia límite podría no ser 0.98, sino 0.97 o incluso algo menor. Esto se debe a que la mayor demanda ocasiona necesariamente


mayores pérdidas reactivas en los transformadores de rebaje de 220/60 kV, aún si la carga abastecida en baja tensión tiene factor de potencia 1. Estas pérdidas reactivas requieren mayor compensación y activan prematuramente la doble imposición de límites de tensión en 220 y 60 kV. De esto se deduce que sugerir un factor de potencia más alto podría no ser sostenible en el tiempo, a menos que se incrementara la capacidad de transformación en forma acompañada.

o Mientras más alto es el factor de potencia requerido, más bajas deben ser las consignas de operación de los grupos generadores para evitar elevadas tensiones en los nodos de 60 kV, y esto comporta un menor aprovechamiento del soporte de tensión que se puede brindar a los nodos periféricos a Lima.

Se destaca entonces que la compensación resultante del Estudio en lo relativo a la cantidad y ubicación nodal de los elementos de compensación, se ha obtenido mediante el Programa de Optimización sin tomar en cuenta restricción alguna referente al espacio físico en las subestaciones para materializar la instalación. Los resultados expuestos sobre la sensibilidad al factor de potencia efectuado sobre el subsistema de Chillón, Chavarría y Barsi, demuestran que para satisfacer los mismos objetivos, el Plan de Compensación Óptimo requirió un instalado inferior al de la instalación distribuida en todos los nodos del subsistema. Esto puede servir para estimar groseramente que la compensación resultante podría aumentar hasta un límite del 30 %, y la inversión necesaria quizá algo más. Es necesario aclarar que las restricciones de espacio no fueron incorporadas en la fase de optimización, debido a que la información necesaria fue recibida luego de que el proceso estaba finalizando, y con una dispar respuesta de las Empresas del SEIN. No obstante ello, la información proporcionada por el Plan Óptimo da una buena indicación de las cantidades mínimas necesarias para cumplir los requerimientos, y el análisis de sensibilidad permite apreciar la magnitud del desvío en el que se podría incurrir apartándose del Plan Óptimo por restricciones de espacio.

Impacto del Plan de compensación sobre la generación y perdidas en el SEIN Un cuadro comparativo del estado operativo de los generadores y las pérdidas para los casos Con Compensación y Sin Compensación, indica que las pérdidas activas del sistema se reducen levemente, pero se reduce significativamente la generación de potencia reactiva en los generadores, incrementando el margen de reserva para hacer frente a contingencias.

Simulaciones Comparativas de Estados Perturbados Se verificó en el simulador DIgSILENT, la comparación ante estados perturbados de los casos con y sin compensación. En los casos con compensación se obtuvieron resultados conforme a las Hipótesis de Diseño adoptadas en cuanto a la tensión, para el elenco de contingencias seleccionado, pero no pudieron ser en todos los casos comparables con los casos sin compensación, debido a la falta de convergencia en casos severos. Un resultado esperable según fue obtenido durante la fase de diagnóstico del sistema, es que a medida que se agrega compensación, se incrementa el margen de reserva de potencia reactiva en los generadores, lo cual conduce a mayor seguridad o incremento en la estabilidad de la tensión, si bien las tensiones de operación en el área de Lima serán más bajas con el Plan de Compensación que en la condición actual.


También se han realizado comparaciones en el simulador DIgSILENT, de las tensiones que se pueden esperar en los extremos abiertos de las líneas más largas en el SEIN, para verificar la evaluación sistemática realizada durante el proceso de Optimización.

Verificación de Resonancias, Distorsión Armónica Se realizó para un escenario de estudio con todos los nuevos equipos de compensación en servicio, una verificación de las frecuencias de resonancias, el porcentaje de las componentes armónicas y el cálculo de los factores de Distorsión Armónica. Si bien el modelo no cuenta con los detalles necesarios de todos los filtros de armónicos presentes, la evaluación concluyó que las amplitudes de las componentes de los armónicos están dentro de los márgenes tolerados según las normas internacionales. Una mejor representación de los filtros en el sistema, traerá por resultado conclusiones más conservadoras.

Evaluación Económica de las Inversiones Se ha efectuado una estimación de las inversiones ha realizar para implementar el Plan de equipamientos para la compensación de la potencia reactiva. Para ello se han consultado en el mercado Italiano algunos algunas de las más prestigiosas compañías que fabrican de componentes eléctricos con la finalidad de obtener un presupuesto sobre los equipos que resultan necesarios de este estudio. A estos fabricantes ha sido presentado el Plan desarrollado con el detalle de los equipos en cuanto a nivel de tensión, potencia en Mvar y en el caso de los capacitores el número de bancos necesarios. De aquellos entrevistados solamente uno pudo responder a un suministro casi completo de lo necesario, los restantes sólo podían suministrar detalles de los equipos de compensación, mientras que el resto de los equipos tales como los órganos de maniobra y de protección, debían ser solicitados a otros diferentes fabricantes. Un ejemplo resumido de las ofertas recibidas se reporta a continuación: • Desde 10 kV hasta 36 kV, módulos compactos listos para conectar a la barra

principal, por ejemplo: o 4x1.2Mvar a 10kV (Lurin), espacio necesario 0.9x1.6x2.0m (compartimentos

sobrepuestos), costo total ≈ 44.7k; o 4x5.0Mvar a 33kV (Chilina), espacio necesario 2.0x2.0x2.0m (uno al lado del

otro), costo totalà 244.12k; • Por arriba de 36kV solo costos equipos sin órganos de maniobra, por ejemplo:

o 2x2.4Mvar a 60kV (Pedregal), espacio 5.0x2.5x3.0 m (son 3 racks separados por fase), costo equipo ≈ 35.1 k, de otros fabricantes los costos por órganos de maniobra y de protección ≈ 32.0 k, total 67.1 k;

El costo de solo los capacitores de compensación shunt para el Plan en el año 2007 es ≈ 550.00 k. Sin los órganos de maniobra, de seccionamiento longitudinal y transversal hacia tierra. Con la información recabada se ha preparado una cotización de los costos de equipamiento para cada año que interesa el periodo de estudio. En la tabla siguiente se observa la máxima inversión en el año inicial y fundamentalmente en el nivel de tensión de 10 kV (< 23.kV), para los años sucesivos las inversiones aparecen modestas y fundamentalmente por efecto del crecimiento de la demanda.


kv Mvar Costo k Mvar Costo k Mvar Costo k Mvar Costo k< 23.0 133.00 1,787.77 2.25 62.17 9.90 259.34 23.0 4.80 205.00 33.0 25.80 467.90 2.40 56.96 4.00 113.92 50.0 20.00 190.00 10.00 95.90 10.00 106.14 60.0 45.20 883.00 5.40 146.22 5.40 92.63 21.60 180.13 69.0 1.80 81.00 1.48 62.64

3,614.67 146.22 307.66 722.17 4,952.10 200.32 421.49 989.37

2008 Costos equipos (5.40Mvar) 2009 Costos equipos (20.5Mvar) 2010 Costos equipos (47.0Mvar)

2007 Costos equipos (230Mvar)

El costo del Plan para el 2007 dado por, los costos equipos shunt completos, más el costo del SVC de Carhuamayo (-20/30Mvar) ≈ 1,500.00 k$ Total ≈≈≈≈ 6,452.00 kU$S


1 PARTE II – INTRODUCCIÓN

En términos generales el objetivo principal de estas Etapas, designadas como Parte II y III es el de proponer un Plan de Equipamiento Óptimo para la compensación de la potencia reactiva. La planificación de la compensación de reactivo VAr, normalmente se realiza como uno de los últimos pasos durante los estudios de Planificación de un Sistema de Potencia. Esta actividad se relaciona estrechamente con la programación a corto plazo de la potencia reactiva y establece un puente entre la fase de la planificación y la política de operación de la red (la planificación de la operación y la programación diaria). De hecho, en las actividades de corto plazo los operadores buscan administrar el sistema persiguiendo criterios de seguridad y de economía aprovechando los dispositivos de control y de los márgenes de operación que son el fruto de los criterios adoptados por el planificador. Por otro lado, los proyectistas del sistema están fuertemente influenciados por las estrategias de operación determinando las inversiones más convenientes. Por ejemplo, en la actividad de medio término (planificación de la compensación VAr) las instalaciones futuras son determinadas teniendo en cuenta las desviaciones de tensión respecto a los valores permitidos en el funcionamiento normal y los mínimos márgenes de potencia reactiva que le permiten al operador del sistema afrontar las contingencias más probables. El diseño del Plan Optimo de la Compensación de la Potencia Reactiva se basa en el criterio de la seguridad preventiva. Es decir que el sistema en condiciones de red N o de contingencia N-1 (“creíbles”), cumple con los requisitos de las Normativas NTCOTR, NTCSE y procedimientos COES, sin tener que modificar los ajustes o estado de los elementos que intervienen en la compensación y regulación del perfil de tensiones del sistema. Para ello resultan esenciales desarrollar las siguientes actividades:

Preparación de los Escenarios de Estudio para el periodo del estudio 2007-2010, y ajuste de los flujos de carga para representar las diversas Condiciones Operativas;

Simulaciones de estado estacionario orientadas a definir las contingencias de los componentes de red (líneas, transformadores y generadores);

determinar en forma óptima el Plan de Expansión del equipamiento para la compensación de la potencia reactiva, relativo al periodo del estudio 2007 – 2010;

Evaluación Económica de las Inversiones a realizar; Ejecución de simulaciones en el dominio del tiempo en condiciones perturbadas,

donde se comparan las respuestas del SEIN cuando no se realiza una Expansión coordinada con aquellas obtenidas aplicando la Propuesta Optima del equipamiento para la compensación de la potencia reactiva;

2 PREPARACION DE LOS ESCENARIOS DE ESTUDIO

Resulta clave para un estudio de esta naturaleza, disponer de una representación adecuada de la red en un simulador para Estudios de Sistemas de Potencia, a fin de identificar la ubicación nodal óptima de los equipos de compensación. Durante el desarrollo de esta etapa se ha efectuado una profunda revisión de la Base de Datos en formato DIgSILENT Power Factory, incorporando la información concerniente al proyecto aportada por los Agentes del SEIN a través del COES. Tan importante como los datos de expansión estructural de la red, resulta la información nodal de la demanda y del despacho económico esperado, que permite caracterizar los requerimientos del sistema en los diversos estados de carga. Las conclusiones a las que se ha arribado se basan por tanto, en la información disponible en este aspecto. A continuación se efectúa una breve descripción del alcance y contenido de las actividades que esto involucra, completando la documentación de detalle en Anexos.


2.1 Revisión de la Base de Datos La Base de Datos ha sido objeto de una profunda revisión, debido a que al inicio de los estudios, el estado de la misma en el simulador Power Factory de DIgSILENT fue obtenida desde los datos en formato del simulador PSS/E, probablemente a través de las actividades automáticas de importación de DIgSILENT. Esto trajo consigo una considerable cantidad de problemas, citando a continuación los más importantes:

• En las redes de transmisión se omitieron de tramos línea – cable, despreciando los tramos de cable más cortos, y algunas líneas que no estaban conectadas entre los nodos correctos;

• En muchos casos se simplificó la representación de transformadores paralelo, adoptando una sola unidad con un multiplicador de máquinas;

• En varios casos se simplificó la representación de generadores en paralelo, por medio de una sola unidad con un multiplicador de máquinas;

• En una importante cantidad de máquinas, se observó una desviación en los datos de Inercia;

• Un considerable número de sistemas de control automático de las máquinas generadoras fue representado o bien mediante modelos que no funcionaban correctamente, o con datos que acusaban un error sistemático de la actividad automática de importación.

• La mayoría de los sistemas de control carga/frecuencia adolecían de límites correctos, a la vez que los estatismos no estaban representados en la base correspondiente;

• Los datos de la curva de capabilidad se habían asumidos como fijos, sin la necesaria dependencia del despacho de potencia activa.

Estos problemas fueron detectados luego de una pormenorizada revisión y corregidos en su integridad para constituir una base de datos más detallada, y con los elementos de los sistemas de control funcionando aceptablemente dentro de los límites físicos que corresponden a cada equipo. Así mismo, se desarrolló una representación completa de las curvas de capabilidad de los generadores, que permitiera establecer los límites operativos de generación/absorción de potencia reactiva para cada valor posible del despacho. Esto no sólo para las unidades más grandes, sino para todas las unidades del SEIN. Es necesario destacar en este punto la permanente disposición del personal de COES con su experiencia en la observación y operación del sistema, para intercambiar opiniones en cuanto a la representatividad del modelo desde la correcta distribución de las cargas nodales en relación con la capacidad de transformación, así como observaciones relevantes que fueron vertidas por sus especialistas en cuanto a la respuesta dinámica dudosa ante ciertas simulaciones, todo lo cual ha convergido en una representación sustantivamente mejorada del SEIN. En el ANEXO 4 constan los detalles de las actividades más importantes que se han ejecutado en este tema.

2.2 Implementación del Plan de Expansión El objetivo de conformar el Plan de Expansión del SEIN fue concluido luego de un largo período de consultas entre COES y los Agentes del SEIN, a fin de recoger las expectativas de crecimiento de las demandas nodales, y la información concerniente a los planes de obra previstos por los Agentes sobre sus sistemas. COES plasmó en un documento la información ordenada por Agente detallando fechas de implementación, o bien obras consignadas en períodos anuales, junto con la incorporación estimada de nuevos proyectos de generación. Dicho documento fue luego ordenado por este


Consultor en forma cronológica, desagregando las obras de cada año entre Avenida y Estiaje, y se procedió a plasmar el documento resultante sobre la representación de la red en el simulador. Siguiendo las directivas de COES, se implementaron las obras y se estimaron los datos que se consideraron faltantes, informando las hipótesis adoptadas y sometiéndolas a consideración de COES. Luego de algunas consultas se estableció finalmente el Plan de Expansión a usar en el horizonte de estudios. Los detalles del Plan de Expansión se explican en el ANEXO 3

2.3 Desarrollo de los Escenarios de Estudio En breve, en el ámbito de esta actividad se han completado las tareas concernientes a la preparación de los escenarios a partir del año 2007 hasta el 2010. Para cada año en cuestión se han representado las situaciones estacionales de Avenida y Estiaje con diferentes alternativas de operación que involucran el estado de carga y el despacho de la generación, es decir: Carga máxima estacional y máxima anual, media y dos situaciones de mínima (semanal y festivo). Se han desarrollado también algunos escenarios considerando la exportación hacia el Ecuador. Todos los escenarios desarrollados tienen implementados los datos de despacho y de demanda suministrados por COES, así como la expansión de la red de transmisión y subtransmisión según lo informado por los Agentes del SEIN. El resumen de los escenarios desarrollados es el siguiente:

36 escenarios desde el 2007 al 2010, con dos estaciones: Avenida y Estiaje, donde cada uno de los casos de Avenida presenta 4 Estados de Carga, mientras que los de Estiaje presenta 5 (se agrega la carga máxima anual);

14 escenarios a partir del Estiaje 2009 hasta el 2010, en que se considera en servicio la Central de BPZ;

3 Escenarios con exportación hacia el Ecuador correspondientes a la Avenida 2008 en carga máxima, media y mínima

A menos de una pequeña variación en el despacho para cubrir la diferencia de pérdidas, se ha empleado el despacho económico resultante de los precios esperados que fue informado por COES. Cabe agregar a lo anterior, que con el despacho económico informado siempre fue posible obtener un estado operativo razonable para lograr el ajuste de los casos de flujo de cargas para evaluar el Plan de Compensación. Tales estados operativos se alcanzaron empleando todos los recursos disponibles de compensación, el rango disponible de la curva de capabilidad de los generadores para el despacho de potencia activa dato, y el set-point o toma de los transformadores del sistema de transmisión con capacidad de regulación bajo carga. Es importante destacar que el desarrollo de los Escenarios de Estudio constituye un punto de arranque relevante para el programa que determina la Compensación Óptima. Además de los datos de la red, demanda y despacho, la información que se determina de los Escenarios de Estudio es:

• Para los transformadores que no tienen regulación automática bajo carga, se establece el punto de operación para todos los estados de carga del período analizado. Esto es determinado tanto para los transformadores de generación como los de rebaje que abastecen la demanda. Cuando debido a las condiciones operativas futuras se requiere cambiar el punto de operación de esta toma, se informa el nuevo valor y se mantiene fijo para el resto de los escenarios futuros hasta que se hace necesario un nuevo cambio.

• Para los transformadores que tienen regulación bajo carga pero que no se operan en modo automático (Chimbote, Socabaya, Moquegua, Puno, Talara, Zorritos), en los escenarios se establece el punto de operación para cada estado de carga, el cual permanece fijo durante los cálculos de optimización en condiciones N y N-1. Esto


implica que durante las contingencias, el transformador mantendrá la misma toma seleccionada para el estado pre-contingencia (“N”).

• Para los transformadores que tienen regulación automática, sólo se transfiere la información de su disponibilidad, y el programa de optimización determina la ubicación del punto de operación de la toma para cada escenario, el cual con una banda razonable en torno del mismo, permite simular la operación automática del cambiador durante las contingencias.

Durante las tareas de desarrollo de los escenarios, se han recabado las necesidades de ampliación de los equipos de transformación, y declarado las sobrecargas detectadas de las líneas de transmisión. Los detalles encontrados caso por caso se comentan en el ANEXO 2.


3 DEFINICIÓN DEL PLAN OPTIMO DE EQUIPAMIENTO

3.1 Metodología e Hipótesis de diseño Como se ha mencionado en la introducción de esta Etapa, el diseño del Plan Optimo de la Compensación de la Potencia Reactiva se basa en el criterio de la seguridad preventiva (“es factible el punto de operación de la red en condiciones de post-contingencia, para alcanzar el cual no se requieren correcciones sobre los “ajustes” (set-point) de las variables de control del sistema”). Es decir que el sistema en condiciones de red N o de contingencia N-1 (“creíbles”), cumple con las restricciones impuestas para la operación del sistema sin tener que modificar los ajustes o el estado (en servicio o fuera de servicio) sobre los recursos que controlan la potencia reactiva. Las restricciones mencionadas son los siguientes:

En condiciones de red N, las tensiones en las barras del sistema se mantienen en el rango 0.95 y 1.05 p.u. de la tensión nominal;

En condiciones de contingencia de red N-1, las tensiones en las barras del sistema se mantienen en el rango 0.90 y 1.10 p.u. de la tensión nominal;

En condiciones de red N, los factores de potencia sobre el flujo que transita en el arrollamiento de Alta Tensión de los transformadores situados en las S/E que alimentan la carga en la zona de Lima no debe ser inferior a 0.9487 (flujo de Q [MVAr] menor o igual a flujo de P [MW]/3);

Es evidente que las restricciones impuestas tienen un impacto relevante principalmente en las magnitudes que regulan el sistema de Generación – Transmisión del SEIN y, por este motivo, los resultados del Plan Óptimo de Expansión de la compensación de la potencia reactiva son recursos que deben ser en lo posible controlados por el operador que administra el sistema. Como se había anticipado en el Informe precedente de la Etapa I, más precisamente en el capítulo sobre el “Diagnóstico de la capacidad de control de tensiones” referido al área Centro: la compensación adicional debe ser maniobrable puesto que de otro modo y debido a la ausencia de regulación bajo carga en los transformadores de 220/60 kV, en horas de mínima demanda podría requerirse una reducción mayor (respecto a las restricciones adoptadas) en el nivel de 220 kV para mantener las tensiones en 60 kV por debajo de 1.05 pu”. Otra importante imposición sobre la necesidad de controlar estos recursos de compensación de potencia reactiva, es aquella que se presenta de frente a un corte de carga por subfrecuencia o subtensión en el área que debe ser acompañado con una desconexión de elementos de compensación shunt para evitar las sobretensiones. Es preciso destacar que la compensación resultante del Estudio en lo relativo a la cantidad y ubicación nodal de los elementos de compensación, se obtiene mediante el Programa de Optimización sin tomar en cuenta restricción alguna referente al espacio físico en las subestaciones para materializar la instalación. La selección de los nodos candidatos ha sido efectuada por el Programa de Optimización para satisfacer las restricciones de tensión en condiciones N y N-1, respetar el factor de potencia en los tránsitos medidos en 220 kV en algunos transformadores de Lima Centro, además de reducir las pérdidas reactivas y la inversión. El conjunto de los nodos candidatos citados se obtiene desde la totalidad de los nodos del sistema, exceptuando los siguientes:

• los nodos de generación, • los nodos de baja tensión de los transformadores elevadores destinados a los equipos

SVC´s, y • los arrollamientos terciarios en Delta sin demanda de los transformadores de tres

devanados, que se destinan al paso de las corrientes homopolares. De lo anterior se deduce que la instalación indicada en este Estudio, es la menor posible para lograr los objetivos perseguidos por el estudio. De manera que si se aplican las restricciones de espacio en las subestaciones, una nueva optimización sobre un subconjunto menor de nodos podría conducir a una mayor cantidad de bancos de capacitores, o bien, distribuir la


cantidad en un mayor número de subestaciones aumentando en consecuencia la inversión necesaria. La definición del Plan óptimo de la Compensación de la Potencia Reactiva se ha llevado a cabo utilizando la herramienta “BACONE” [2], [3], [4], [5], [6], desarrollada en el ámbito de una colaboración CESI y ENEL. En general este algoritmo de cálculo permite al usuario encontrar:

Un punto de operación admisible en el cual se satisfacen simultáneamente todos las restricciones impuestas por el usuario;

El punto mínimo de la inversión, por ejemplo la mínima cantidad de compensación Var necesaria para satisfacer en todos los casos las restricciones impuestas (minimizando además las pérdidas en el sistema);

La máxima instalación admisible; Además el programa ofrece un conjunto de funciones auxiliares, como por ejemplo

examinar sistemáticamente la seguridad N-1 en red. La metodología que sigue el programa BACONE pertenece a la clase de Flujo Optimo de Potencia Reactiva (ORPF por sus siglas en inglés), el cual se recomienda adoptar durante la fase de análisis de seguridad de una red eléctrica. Ver en el ANEXO 1 la descripción del modelo matemático de este programa. El empleo de dicha herramienta en el presente estudio se resume en la Figura 1. Este proceso permite que los resultados obtenidos con BACONE sean completamente implementados y verificados con el simulador DIgSILENT, la herramienta de estudio actualmente empleada por COES y los Agentes del SEIN.

Figura 1: Metodología que emplea el programa BACONE para definir la Compensación

El proceso del estudio se ha llevado a cabo siguiendo las fases principales que se listan a continuación:


1. Se han efectuado los ajustes de los flujos para los años del período 2007 – 2010 en diferentes estados de carga y de generación, comprendiendo también situaciones de interconexión con el Ecuador;

2. Para cada uno de los escenarios estacionales se han seleccionado los que presentan características extremas desde el punto de vista de los márgenes de regulación de tensión, y se han seleccionado las barras candidatas y las contingencias “creíbles”1;

3. A partir de una compensación existente en el SEIN, se ha ejecutado la solución óptima de un escenario en estudio con el programa BACONE resultando la compensación adicional necesaria para satisfacer, con un único “ajuste”2, las restricciones de red impuestas;

4. Se ha iterado para el mismo escenario en diferentes estados de carga y generación; 5. Se ha analizado y normalizado3 la compensación adicional resultante; 6. Se ha continuado la iteración para los restantes escenarios hasta agotar la selección

inicial; Se ha iniciado ejecutando una optimización en el año horizonte del estudio para tener una referencia sobre la localización y la cantidad final de compensación de potencia reactiva requerida por el sistema en el ultimo año del estudio. Una vez que se ha estimado la compensación necesaria para el año horizonte, se ha comenzado la optimización del Plan a partir del año 20074, siguiendo como criterio que la compensación del estado de carga mínima es un dato de ingreso para el estado de carga media, y ésta para la carga máxima, así como la compensación disponible en el año precedente para el mismo estado de carga es un dato de ingreso para el escenario en estudio. Los resultados de cada escenario, una vez normalizados, se han implementado en el simulador DigSILENT verificando en cada caso que las restricciones impuestas para la red se respeten ya sea en condiciones de red N como en N-1.

3.2 Simulaciones para definir las contingencias N-1 A los efectos de tener en cuenta la condición de contingencia de red N-1 en la metodología adoptada, se han ejecutado los cálculos relativos de estado estacionario que han permitido seleccionar el conjunto de componentes (en particular las líneas) que se consideran en contingencia. Las contingencias de líneas analizadas han comprendido los niveles de tensión desde 220 hasta 50 kV. Una vez elaborados los resultados del análisis de contingencia se ha definido un elenco que se ha utilizado como dato de ingreso al proceso de Optimización de la compensación de la potencia reactiva. Las condiciones de base para la selección (elaboración) del conjunto mencionado han sido:

Las contingencias deben ser “creíbles”; El elenco de contingencias debe ser “común” a los diferentes estados de carga de un

mismo escenario.

1: Se definen como “creíbles” al conjunto de contingencias que pueden ser utilizadas en la fase de diseño para garantizar la

seguridad preventiva de la red; por ej. son descartadas todas aquellas sobre ramas en antena con 1 solo circuito o bien todas aquellas que ocasionan significativas sobrecargas en los circuitos en servicio (ver capítulo 3.2 para los detalles sobre las condiciones N-1).

2: se entiende con “ajuste” los set-point de las unidades de generación, los set point- de las unidades SVC; los set-point de los transformadores con tap automáticos bajo carga y en general los set-point de cualquier otro recurso para el control de la tensión y/o producción de potencia reactiva.

3: la actividad de normalización se refiere a definir un tamaño estándar para los equipos adicionales resultantes, utilizando para ello la información de los equipos de compensación existente en el SEIN.

4: se adopta como definición de año al periodo de tiempo establecido por los despachos hidráulicos de Avenida o de Estiaje.


Las contingencias “creíbles” son aquellas que se admiten para el tipo de análisis que se propone realizar, por lo tanto, no se considera admisible una contingencia si al ejecutarla se verifica uno de los siguientes eventos:

a. formación de dos redes separadas (islas); b. load-flow que no consigue una solución factible (no alcanza la convergencia); c. ramas “cargadas” por encima del 120 % del límite térmico propio (sobrecarga

superior al 20%); d. formación de nodos aislados.

Las contingencias “comunes” a los diferentes estados de carga en un mismo escenario es una condición necesaria para poder comparar los resultados obtenidos. Un ejemplo de contingencias no comunes es cuando en carga mínima la contingencia de una línea no crea sobrecargas en las ramas que quedan en servicio, como ocurre normalmente. La misma contingencia ejecutada durante la condición de carga máxima da origen a sobrecargas significativas en los componentes en servicio y niveles de tensión fuera de los valores admisibles. Estamos en consecuencia, de frente a una situación que no puede ser resuelta colocando compensación shunt, que si bien mejora el perfil de tensión en general, no puede resolver el problema del flujo de potencia activa que ocasiona las sobrecargas y también caídas de tensión excesivas. No resulta sensato equipar el sistema para conseguir la solución de contingencias en algunos estados de carga, admitiendo que en el resto de los estados de carga el sistema no podrá abastecer la demanda. En la realidad, para aquellas situaciones como la expuesta arriba, resulta necesario implementar alguna estrategia de control que se acciona de frente al evento de contingencia y, por ejemplo, ejecuta un corte de carga aguas abajo en la zona evitando la apertura incontrolada de los circuitos sobrecargados. Esto conduce a una problemática que no es objetivo del presente estudio. Para finalizar, decimos entonces que aquellas contingencias que no se observan en todos los estados de carga de un mismo escenario se descartan del conjunto a ser analizado en el proceso de optimización. Un ejemplo del criterio mencionado se observa en la zona de Costa Sur, más precisamente en el área de Tacna, la Figura 2 muestra la condición N de red en estado estacionario para el escenario de Estiaje 2007 con carga máxima anual y con el Plan de compensación de la potencia reactiva ya implementado. El perfil de tensiones se presenta dentro de los valores impuestos (± 5 %). Si se simula en esta área y para éste escenario de máxima una condición de contingencia N-1 de red, como por ejemplo la salida de servicio de la línea a 220 kV Moquegua – Los Héroes, entonces no es posible obtener una solución de flujo de carga. Es evidente que la estructura en antena que se forma con una longitud de alrededor de 100 km en un nivel de tensión de 66 kV, lo cual sumado al nivel de carga resultante de las líneas involucradas, llevan al colapso del área. Tanto es así, que para obtener una solución de flujo de carga que sea admisible se debe efectuar una reducción de carga de alrededor de 10 MW que involucra las barras de Tomasiri, Tacna, Tacna Parque Industrial y Yarada.


lne ARI_TOM_61

-6.730.4526.72

tr2 to

mas..

0.850.1427.91

tr2 to

mas..

-0.84-0.1127.91

0.840.11

5.88-0.5823.02

-5.830.2023.02

TOMA1010.721.02

112.44

TOMA6667.691.03

143.56

Lne Moquegua-LosHeroes_L2029

19.44-8.919.57


-19.38-10.299.57

MONT220221.481.01

146.87

tr3 her_2671

19.3810.2943.77

tr3 her_2671-19.34-8.9643.77tr3 her_2671

-0.00-0.0043.77

HERO10

10.240.98-7.84

HERO22220.601.00

145.43

-4.00-1.180.00

tr2 yar_801

0.50-0.5819.06

tr2 yar_801

-0.490.6019.06

tr2 yar_802

0.19-0.209.11

tr2 yar_802

-0.180.219.11

8.203.53

tr2 tacpi_801

8.274.0777.07

tr2 tacpi_801

-8.20-3.5377.07

tr2 tac_674

0.490.43

4.001.18

0.00-1.03

tr2 tac_673

-0.421.430.00

0.00-0.48

0.180.27

lne TAC_PIN_61

-8.27-4.0736.94

lne TAC_PIN_61

8.304.0236.94

lne TAC_YAR_61

-0.690.785.06

lne TAC_YAR_61

0.69-1.215.06

7.493.69

4.321.75

0.00-2.09

lne HER_TAC_61

25.178.7695.61

lne HER_TAC_61

-24.93-8.4295.61

tr2 tac_672

7.972.8084.20

tr2 tac_672

-7.91-2.2684.20

tr2 tac_671

7.972.8084.22

tr2 tac_671

-7.90-2.2784.22

YAR10A

10.641.01

111.06

YAR10B

10.871.03

111.32

TACPI1010.200.97

168.74

TAC-4 TAC-2

10.721.02

108.62

YARA66

66.311.00

141.59

TACPI6665.761.00

141.53

TACNA6666.191.00

141.79

TAC-110.721.02

108.62 TAC-310.721.02

108.62

HERO66

67.131.02

142.53

Figura 2: Flujos y tensiones en el área de Tacna, Estiaje 2007 carga Max. – condición N

Mientras se puede observar en la Figura 3, la situación en el área cuando se ha simulado la condición N-1 de red con la contingencia en la línea Moquegua – Los Héroes para el escenario Estiaje 2007 en carga mínima, se observa que las tensiones se encuentran dentro de los valores impuestos para la condición N-1 (± 10 %), así como los tránsitos de potencia no superan los límites térmicos de las líneas en la zona. Comparando el nivel de tránsito entre el caso de máxima y de mínima se confirmaría lo mencionado arriba en relación a la reducción de carga necesaria. Se concluye por lo tanto que estas situaciones particulares requieren soluciones que escapan a los objetivos de este estudio, puesto que es evidente que con sólo una compensación adicional de tipo pasiva en el área no se pueden solucionar los problemas expuestos cuando se presentan contingencias de una cierta severidad.


lne ARI_TOM_61

-12.45-4.1755.73


0.000.000.00


0.000.000.00

MONT220215.750.98

128.27

lne TAC_YAR_61

2.900.2311.99

lne TAC_YAR_61

-2.88-0.5511.99

-1.72-0.500.00

tr2 yar_801

1.410.0239.55

tr2 yar_801

-1.400.0339.55

tr2 yar_802

1.470.5358.42

tr2 yar_802

-1.46-0.4558.42

tr2 to

mas..

0.390.0413.74

tr2 to

mas..

-0.38-0.0313.74

3.020.97

tr2 tacpi_801

3.051.0730.06

tr2 tacpi_801

-3.02-0.9730.06

tr2 tac_674

1.400.76

1.720.50

-0.00-0.79

tr2 tac_673

-0.270.130.00

0.00-0.36

1.460.81

lne TAC_PIN_61

-3.05-1.0714.41

lne TAC_PIN_61

3.050.9914.41

2.561.31

1.380.56

0.000.00

lne HER_TAC_61

11.713.8649.74

lne HER_TAC_61

-11.65-3.8149.74

tr2 tac_672

2.851.3034.84

tr2 tac_672

-2.83-1.1834.84

tr2 tac_671

2.851.3034.85

tr2 tac_671

-2.83-1.1934.85

tr3 her_2671

-0.00-0.000.22

tr3 her_26710.030.090.22tr3 her_2671

-0.00-0.000.22

0.380.03

12.064.1354.67

-11.75-3.9554.67

YAR10A

9.330.8983.48

YAR10B

9.420.9082.79

TOMA109.860.9487.62

TACPI109.340.89

144.38

TAC-4 TAC-2

10.150.9784.51

YARA66

58.860.89

115.22

TACPI6659.130.90

115.64

TACNA6659.280.90

115.78

TAC-110.150.9784.51 TAC-3

10.150.9784.51

HERO10

9.510.91

-33.79

HERO22199.130.91

116.21

HERO66

59.760.91

116.21

TOMA6662.090.94

118.23

Figura 3: Flujos y tensiones en el área de Tacna, Estiaje 2007 carga Min. – condición N-1

3.2.1 Contingencias no admisibles En el siguiente apartado se describen aquellas contingencias de líneas no admisibles para un escenario en particular. Se suministra un ejemplo sobre el escenario Estiaje 2007 comprendiendo los estados de carga máxima anual, media y mínima del día no laborable (Es07a - Es07d - Es07n); similares situaciones se han evidenciado en todos los otros escenarios estudiados, aunque no se reproducen en el presente documento dado el volumen de información a que ello da origen. En el ejemplo reportado se suministran los nombres de los extremos de las líneas según se han implementado en la base de datos en formato DIgSILENT.


3.2.1.1 Casos de formación de dos redes separadas (islas) Para cada uno de los tres estados de carga en el escenario de ejemplo: Es07a - Es07d - Es07n, las contingencias no admisibles por separación de red son 209. En la Tabla 1 siguiente se reportan para este escenario la lista de las contingencias de líneas que al aplicarla dan origen a la formación de Islas.

Conting. Grid Vn Conting. Grid Vn Conting. Grid Vn# End 1 End 2 kV # End 1 End 2 kV # End 1 End 2 kV

26 DER_ICA MARC220 CostaCentro 220.0 76 CHIM220 PANU220 CostaNorte 220.0 149 AGUA220 TMAR220 SierraCentro 220.0

27 DER_ICA IND220 CostaCentro 220.0 77 SECHO220 SEGUA220 CostaNorte 220.0 150 CALLA220 MAT220 SierraCentro 220.0

28 ChilcaREP Kallpa220 CostaCentro 220.0 78 CARHU220 SECHO220 CostaNorte 220.0 151 CARMI220 RON220A SierraCentro 220.0

29 ACER220 IND220 CostaCentro 220.0 79 SEGUA220 SETNOR220 CostaNorte 220.0 152 CARMI220 RON220B SierraCentro 220.0

30 DER_ICA ICA220 CostaCentro 220.0 80 SECHO220 SEPO220 CostaNorte 220.0 153 CARMI220 RON220C SierraCentro 220.0

1 ABAN138 INCA138 CostaSur 138.0 81 SEPO220 TALA_220 CostaNorte 220.0 154 PACHA220 YANA220 SierraCentro 220.0

2 ARES138 CALLA138 SierraSur 138.0 82 TALA_220 ZORRI220 CostaNorte 220.0 155 CHIMA220 YANA220 SierraCentro 220.0

3 QUEN138 T-COMBAPATA SierraSur 138.0 83 CAJA220 SETNOR220 CostaNorte 220.0 156 ANTA220 VIZC220 SierraNorte 220.0

4 AYAVI138 T-Ayaviri SierraSur 138.0 84 CHIS138 CHIM138 CostaNorte 138.0 157 AGUA138 PUCAL138 SierraCentro 138.0

5 COMBA138 T-COMBAPATA SierraSur 138.0 85 CHIM2138 SANTA138 CostaNorte 138.0 158 AUCA138 TOCA138 SierraCentro 138.0

6 T-COMBAPATA TINTA138 SierraSur 138.0 86 CHIS138 NEPE138 CostaNorte 138.0 159 CARIPA COND138 SierraCentro 138.0

31 PANU138 PARAM138 CostaNorte 138.0 87 HUALL138 PIERI138 CostaNorte 138.0 160 PARAGII UCHU138 SierraCentro 138.0

10 ARES66 HRAMA60 SierraSur 66.0 88 HUALL138 SIHU138 CostaNorte 138.0 161 AUCA138 TMAR138 SierraCentro 138.0

12 CALLAL66 CAYLL60 SierraSur 66.0 89 CASM138 NEPE138 CostaNorte 138.0 162 OXA138 YAUP138B SierraCentro 138.0

13 ARCA60 CAYLL60 SierraSur 66.0 90 NEPE138 SJAC138 CostaNorte 138.0 163 YAUP138 YUNCAN SierraCentro 138.0

14 COMB66 SICU66 SierraSur 66.0 91 SIHU138 TAYAB138 CostaNorte 138.0 141 BOT69 HBOT69 CostaSur 69.0

45 9OCT66 HUARM66 CostaNorte 66.0 92 ALTCHI138 SETNOR1 CostaNorte 138.0 142 HBOT69 HRUMI69 CostaSur 69.0

46 9OCT66 PANTA66 CostaNorte 66.0 93 MOTIL138 SETNOR1 CostaNorte 138.0 183 AYA60 CANG60 SierraCentro 69.0

47 DSUPE66 HUALM66 CostaNorte 66.0 94 PORV138_1 SETNOR1 CostaNorte 138.0 185 CHUMP69 PACHYO69 SierraCentro 69.0

48 DSUPE66 SUPE66 CostaNorte 66.0 95 PORV138_1 TRUS138 CostaNorte 138.0 186 COBRI_69 COBR69 SierraCentro 69.0

49 ANDA66 HCHO66 CostaNorte 66.0 96 TRUS138 VIRU138 CostaNorte 138.0 187 COBR69 MACHA60 SierraCentro 69.0

50 HCHO66 HUALM66 CostaNorte 66.0 97 LLACUA138 TAYAB138 CostaNorte 138.0 188 COBRI_69 PAMP69 SierraCentro 69.0

51 9OCT66 PAN66 CostaNorte 66.0 131 CVER138 CYPR138 CostaSur 138.0 192 AYA60 HUANT60 SierraCentro 69.0

7 ABAN60 ANDY60 SierraSur 60.0 132 CVER138 REPA138 CostaSur 138.0 196 HUANT60 MACHA60 SierraCentro 69.0

8 ABAN60 DCHUQ60 SierraSur 60.0 133 ILOES138 ILO138E CostaSur 138.0 199 ONU69 PACHYO69 SierraCentro 69.0

9 ANTAU60 AZANG60 SierraSur 60.0 134 RILO138A T_ILO138 CostaSur 138.0 143 HERO66 TACNA66 CostaSur 66.0

11 INCA60 PAUCA60 SierraSur 60.0 135 RILO138 SPCC138 CostaSur 138.0 144 ICHUP66 ZAPAT66 CostaSur 66.0

15 CHAL60 DCHUQ60 SierraSur 60.0 136 LIXI138 MILLS138 CostaSur 138.0 145 TACPI66 TACNA66 CostaSur 66.0

16 CHUQ60 DCHUQ60 SierraSur 60.0 137 ALTO138 REPA138 CostaSur 138.0 146 TACNA66 YARA66 CostaSur 66.0

17 ILAVE60 POMAT60 SierraSur 60.0 138 MOLL138 REPA138 CostaSur 138.0 184 CALLA60B HUANZ60 SierraCentro 60.0

18 MACH60 SMAR60 SierraSur 60.0 102 CARAZ66 HUALLA CostaNorte 66.0 189 DCONCE60 JAUJA60 SierraCentro 60.0

19 ILAVE60 TOTO60 SierraSur 60.0 104 DLAPA66 LAPA66 CostaNorte 66.0 193 HUAYU60 SALE60 SierraCentro 60.0

20 PUNO60 TOTO60 SierraSur 60.0 107 DLAPA66 HUALLA CostaNorte 66.0 194 HVELIC60 INGE60 SierraCentro 60.0

21 QUILLA60 SMAR60 SierraSur 60.0 108 DLAPA66 SIHUA66 CostaNorte 66.0 195 CAUDA60 INGE60 SierraCentro 60.0

32 Chilca_Drv2 MALA60 CostaCentro 60.0 109 D_PARIA66 HUARZ66 CostaNorte 66.0 201 PINDU60 YARIN60 SierraCentro 60.0

33 Chilca60 Chilca_Drv2 CostaCentro 60.0 115 D_PARIA66 TICA66 CostaNorte 66.0 202 DCONCE60 PQIND60 SierraCentro 60.0

34 LIMA60 SISID60B CostaCentro 60.0 116 D_PARIA66 PARIA_66 CostaNorte 66.0 203 PQIND60 SALE60 SierraCentro 60.0

35 OQUEN60 PACIF60 CostaCentro 60.0 129 LAPA66 PALL66 CostaNorte 66.0 164 Andaychagua ANDAY50 SierraCentro 50.0

36 ENAPU60 SMARI60 CostaCentro 60.0 139 ARIC166 ARIC266 CostaSur 66.0 165 ANTUQ50 BELLAV50 SierraCentro 50.0

37 SIMA60 SMARI60 CostaCentro 60.0 140 ARIC166 SARI66 CostaSur 66.0 166 BELLAV50 SMAT50 SierraCentro 50.0

38 VENTA60 ZAPALL60 CostaCentro 60.0 71 CHOSI60 MOYOP60 SierraCentro 60.0 167 CCARH50 MCARH50 SierraCentro 50.0

39 IPEN60 ZAPALL60 CostaCentro 60.0 72 NAZCA60 PUQUI60 SierraCentro 60.0 168 CAS50 CFRA50 SierraCentro 50.0

40 BUNIO60 MARC60 CostaCentro 60.0 73 SMATE60 SURCO60 SierraCentro 60.0 169 CFRA50 T2_Casapalca SierraCentro 50.0

41 PACHA60 PRAD60 CostaCentro 60.0 74 TACAM60 VILLAC60 SierraCentro 60.0 170 T1_CarlosFrancisco T1_Casapalca SierraCentro 50.0

42 SJUAN60 TRENE60 CostaCentro 60.0 98 POECH60 SULLA60 CostaNorte 60.0 171 HCHOR50 SMAT50 SierraCentro 50.0

43 SJUAN60 VSALV60 CostaCentro 60.0 99 CAJA60 SMARCO60 CostaNorte 60.0 172 MCARH50 SANTO50 SierraCentro 50.0

44 PACHA60 VSALV60 CostaCentro 60.0 100 LAMBA60 CHICL-O6 CostaNorte 60.0 173 CCARH50 MAHR50 SierraCentro 50.0

52 ICA_60 SMARG60 CostaCentro 60.0 101 CHICL60 POMAL60 CostaNorte 60.0 174 DUVAZ50 MORO50 SierraCentro 50.0

53 DICAN60 ICA_60 SierraCentro 60.0 103 CURM60 DCURM60 CostaNorte 60.0 175 T2_CasapalcaNorte T_Morococha_ SierraCentro 50.0

54 DPAR60 IND60 SierraCentro 60.0 105 CASTI60 EJIDOS60 CostaNorte 60.0 176 T_Morococha_ TICLIO50 SierraCentro 50.0

55 DPALP60 MARC60 SierraCentro 60.0 106 CHULU60 EJIDOS60 CostaNorte 60.0 177 MAHR50 PACHA50 SierraCentro 50.0

56 MARC60 SHOUG60 CostaCentro 60.0 110 ILLIMO60 MOTUP60 CostaNorte 60.0 178 T_Morococha_ PACHA50 SierraCentro 50.0

57 CANTE60 CAÑET60 SierraCentro 60.0 111 ILLIMO60 LAMBA60 CostaNorte 60.0 179 T_Morococha_ PACHA50 SierraCentro 50.0

58 CHOSI60 SURCO60 SierraCentro 60.0 112 MOTUP60 OLMOS60 CostaNorte 60.0 180 PACHA50 SanCristobal SierraCentro 50.0

59 ALTOL60 DALTO60 SierraCentro 60.0 113 CPACA60 SEGUA60 CostaNorte 60.0 181 Andaychagua SanCristobal_B SierraCentro 50.0

60 DALTO60 PISCO60 SierraCentro 60.0 114 PACA60 SEGUA60 CostaNorte 60.0 182 T1_Casapalca TICLIO50 SierraCentro 50.0

61 CARME60 DCARM60 SierraCentro 60.0 117 EJIDOS60 SEPO60 CostaNorte 60.0 191 DMILPO MILPO50 SierraCentro 50.0

62 DICAN60 ICAN60 SierraCentro 60.0 118 PIURA60 SEPO60 CostaNorte 60.0 197 ATAC50 MARCO50 SierraCentro 50.0

63 DICAN60 TACAM60 SierraCentro 60.0 119 SEPO60 UNION60 CostaNorte 60.0 198 CHAPR50 MARCO50 SierraCentro 50.0

64 DPALP60 NAZCA60 SierraCentro 60.0 120 POMAL60 TUMAN60 CostaNorte 60.0 200 MARCO50 PARAG50 SierraCentro 50.0

65 DPALP60 PALP60 SierraCentro 60.0 121 CONST60 SECHU60 CostaNorte 60.0 204 SJUA50 VALEGR SierraCentro 50.0

66 DALTO60 DPAR60 SierraCentro 60.0 122 CAJAB60 SMARCO60 CostaNorte 60.0 205 DMILPO HUICRA50 SierraCentro 50.0

67 DPAR60 PARAC60 SierraCentro 60.0 123 TUMB60 ZARU60 CostaNorte 60.0 206 DMILPO PARAG50 SierraCentro 50.0

68 DPEDR60 PEDRE60 SierraCentro 60.0 124 CAYAL60 TUMAN60 CostaNorte 60.0 207 SCRIS50 SanCristobal SierraCentro 50.0

69 DPEDR60 TMORA60 SierraCentro 60.0 125 SECHU60 UNION60 CostaNorte 60.0 208 MORO50 T_Morococha_ SierraCentro 50.0

70 DPEDR60 DTAMBO60 SierraCentro 60.0 126 CTTUM60 ZORRI60 CostaNorte 60.0 209 CNOR50 T2_Casapalca SierraCentro 50.0

22 ARCA33B MISAPQ33 SierraSur 33.0 127 MANC60 ZORRI60 CostaNorte 60.0 190 COND44 TARMA44 SierraCentro 44.0

23 ARCA33A ARCA33 SierraSur 33.0 128 TUMB60 ZORRI60 CostaNorte 60.0 147 CH4CHI CHA33 CostaSur 33.0

24 CACH33 RACCHI33 SierraSur 33.0 75 ANDA23 CHSR-I22 CostaNorte 23.0 148 ACERS33 PQIB33 CostaSur 33.0

25 CAYLL15 HUAYLL15 SierraSur 15.0 130 CHSR-II22 CHSR-I22 CostaNorte 22.9

LINEA LINEA LINEA

Tabla 1: Contingencias de líneas que dan origen a separación de redes (Islas)

3.2.1.2 Casos de load-flow que no tienen solución factible (no convergencia) Siempre en el ejemplo adoptado del Estiaje 2007, al aplicar determinadas contingencias de líneas no se obtiene una solución del flujo de carga por falta de convergencia. Se han individualizado dos situaciones donde no se alcanza una convergencia del flujo, una es aquella donde la contingencia da origen a una separación de redes y en una de estas Islas o en ambas no se alcanza la solución; la otra situación es donde la contingencia no crea Islas, pero la salida de servicio del elemento da lugar a que el modelo matemático de la red no encuentre una solución al sistema de ecuaciones, esto muy probablemente significa que los nodos en el entorno del elemento en contingencia han sufrido un colapso de tensión.


En la Tabla 2 se listan las contingencias mencionadas para los diferentes estados de carga del escenario Estiaje 2007, donde se han resaltado en color aquellas contingencias que no dan origen a Islas y no alcanzan la convergencia del flujo.

Conting. Grid Vn Conting. Grid Vn Conting. Grid Vn# End 1 End 2 kV # End 1 End 2 kV # End 1 End 2 kV

2 DER_ICA MARC220 CostaCentro 220.0 1 ARCA60 CAYLL60 SierraSur 66.0 1 ARCA60 CAYLL60 SierraSur 66.0

3 DER_ICA IND220 CostaCentro 220.0 2 DER_ICA MARC220 CostaCentro 220.0 2 DER_ICA MARC220 CostaCentro 220.0

4 SJUAN60 VSALV60 CostaCentro 60.0 3 DER_ICA IND220 CostaCentro 220.0 3 DER_ICA IND220 CostaCentro 220.0

5 DCARM60 IND60 SierraCentro 60.0 4 CHIM220 PANU220 CostaNorte 220.0 4 CHIM220 PANU220 CostaNorte 220.0

6 DCARM60 DTAMBO60 SierraCentro 60.0 5 TALA_220 ZORRI220 CostaNorte 220.0 5 TMAR220 VIZC220 SierraCentro 220.0

7 CHIM220 PANU220 CostaNorte 220.0 6 PORV138_1 SETNOR1 CostaNorte 138.0 6 Andaychagua SanCristobal SierraCentro 50.0

8 TALA_220 ZORRI220 CostaNorte 220.0 7 PORV138_1 TRUS138 CostaNorte 138.0 7 COBRI_69 COBR69 SierraCentro 69.0

9 PORV138_1 SETNOR1 CostaNorte 138.0 8 TUMB60 ZORRI60 CostaNorte 60.0

10 PORV138_1 TRUS138 CostaNorte 138.0 9 TMAR220 VIZC220 SierraCentro 220.0

11 PAITA60 SEPO60 CostaNorte 60.0 10 Andaychagua SanCristobal SierraCentro 50.0

12 TUMB60 ZORRI60 CostaNorte 60.0 11 COBRI_69 COBR69 SierraCentro 69.0

13 HERO22 MONT220 CostaSur 220.0 12 HUAYU60 SALE60 SierraCentro 60.0

14 TMAR220 VIZC220 SierraCentro 220.0

15 Andaychagua SanCristobal SierraCentro 50.0

16 COBRI_69 COBR69 SierraCentro 69.0

17 COBR69 MACHA60 SierraCentro 69.0

18 HUAYU60 SALE60 SierraCentro 60.0

19 HUANT60 MACHA60 SierraCentro 69.0

20 PQIND60 SALE60 SierraCentro 60.0

Es07nLINEALINEA

Es07a Es07dLINEA

Tabla 2: Contingencias de líneas que no obtienen solución factible de load-flow

3.2.1.3 Casos que dan origen a sobrecargas significativas La aplicación de una contingencia origina una redistribución de los flujos de potencia en los circuitos restantes en servicio que, en ciertos casos, provocan sobrecargas por arriba de los límites admisibles. En particular se ha adoptado para las líneas un límite admisible de sobrecarga del 120 % y 125 % para los transformadores. En las Tabla 3, Tabla 4 y Tabla 5 se reportan los resultados obtenidos para los diferentes estados de carga del escenario Estiaje 2007. Las tablas muestran para cada contingencia de línea aplicada cual es el circuito mayormente sobrecargado con los relativos valores de corriente calculada, en [A] y en por ciento, así como el valor máximo asignado al circuito en la Base de Datos.

Conting. Iconting. Iconting. Imax# Línea en contingencia Ramo más sobrecargado [A] [%] [A]

1 AZANG138 - JULIA138 T - Ayaviri - TINTA138 281.0 140.5 200.0

2 BAL60 - LIMA60 BAL60 - LIMA60 1031.0 122.0 845.0

3 BAL60 - LIMA60 BAL60 - LIMA60 1031.0 122.0 845.0

4 SROSN60B - TACN60 SROSN60B - TACN60 384.0 170.7 225.0

5 SROSN60B - SROSV60B SROSN60B - TACN60 515.0 228.9 225.0


7 SROSN60A - SROSAV60A SROSN60A - SROSAV60A 1073.0 143.6 747.0


9 SEPO220 - TALA_220 CHIM220 - PANU220 575.0 128.9 446.0

10 CHALL33 - CHIB33 CHALL33 - CHIB33 382.0 145.8 262.0


12 SER22 - SOCA220 SER21 - SOCA220 592.0 166.3 356.0

13 SER21 - SOCA220 SER22 - SOCA220 592.0 166.3 356.0

14 CARMI220 - SER11 CARMI220 - SER12 599.0 168.3 356.0


16 COTARUSE - SER11 CARMI220 - SER12 599.0 168.3 356.0


18 COTARUSE - SER21 SER22 - SOCA220 596.0 167.4 356.0


20 PARAG138 - PARAGII BVISTA - SHELBY 379.0 130.2 291.0

21 FUNDIC - ONU50 FUNDIC - ONU50 700.0 121.7 575.0

22 FUNDIC - ONU50 FUNDIC - ONU50 697.0 121.2 575.0

Es07d - N-1 con sobrecargas = 22

Tabla 3: Contingencias de líneas que causan sobrecargas – Es07d


Conting. Iconting. Iconting. Imax# Línea en contingencia Ramo más sobrecargado [A] [%] [A]

1 AZANG138 - JULIA138 T_Ayaviri - TINTA138 350.0 175.0 200.0

2 JULIA138 - PUNO138 T_Ayaviri - TINTA138 273.0 136.5 200.0

3 BAL60 - LIMA60 BAL60 - LIMA60 1080.0 128.0 844.0

4 BAL60 - LIMA60 BAL60 - LIMA60 1080.0 128.0 844.0

5 BARSI60 - XBarsi BARSI60 - XMarangaB 734.0 138.5 530.0

6 BARSI60 - XBarsi MARAN60 - XMarangaB 734.0 135.9 540.0

7 PERSH60 - XPershing BARSI60 - XMarangaB 735.0 138.7 530.0

8 PERSH60 - XPershing MARAN60 - XMarangaB 735.0 136.1 540.0

9 XBarsi - XPershing BARSI60 - XMarangaB 734.0 138.5 530.0

10 XBarsi - XPershing MARAN60 - XMarangaB 734.0 135.9 540.0

11 CAUDI60 - CHAVA60 Derv_Pampilla - PAMPI60 688.0 127.4 540.0

12 CAUDI60 - CHAVA60 PAMPI60 - ZAPALL60 653.0 176.5 370.0

13 CHAVA60 - PPIED60 Derv_Pampilla - PAMPI60 670.0 124.1 540.0

14 CHAVA60 - PPIED60 PAMPI60 - ZAPALL60 635.0 171.6 370.0



17 SROSN60B - TACN60 SROSN60B - SROSV60B 876.0 128.8 680.0





22 HCHIP60 - SROSAV60A SANIT60 - SROSAV60A 484.0 124.1 390.0

23 SANIT60 - SROSAV60A HCHIP60 - SROSAV60A 520.0 133.3 390.0

24 CHORR60 - SJUAN60 CHORR60 - SJUAN60 364.0 121.3 300.0

25 CHORR60 - SJUAN60 CHORR60 - SJUAN60 364.0 121.3 300.0

26 CALLA60B - HCHIP60 HUAMP60 - NANA 486.0 124.6 390.0



29 SER22 - SOCA220 SER21 - SOCA220 550.0 154.5 356.0

30 SER21 - SOCA220 SER22 - SOCA220 550.0 154.5 356.0



33 CALLA220 - CALL220 PACHA220 - POMAC220 739.0 156.6 472.0

34 CARMI220 - HUAYU220 HUAYU60 - SALE60 495.0 120.7 410.0





39 PARAG138 - PARAGII BVISTA - SHELBY 365.0 125.4 291.0

Es07a - N-1 con sobrecargas = 39

Tabla 4: Contingencias de líneas que causan sobrecargas – Es07a

Conting. Iconting. Iconting. Imax

# Línea en contingencia Ramo más sobrecargado [A] [%] [A]1 SER22 - SOCA220 SER21 - SOCA220 712.0 200.0 356.0

2 SER21 - SOCA220 SER22 - SOCA220 712.0 200.0 356.0







Es07n - N-1 con sobrecargas = 8

Tabla 5: Contingencias de líneas que causan sobrecargas – Es07n


3.2.1.4 Casos que dan origen a nodos aislados Para cualquier estado de carga del escenario de ejemplo Estiaje 2007, la Tabla 6 reporta las contingencias que causan un nodo aislado. Estas contingencias se descartan de la lista de aquellas admisibles ya que prácticamente se engloban en el caso Base.

Conting. Grid Vn Conting. Grid Vn# End 1 End 2 kV # End 1 End 2 kV

1 Zorr_Mach ZORRI220 CostaNorte 220.0 25 SNICO13 MS_SNICO13 CostaCentro 13.8

2 CAJA220 CCorona220 CostaNorte 220.0 26 SIDSUR13 Asi SIDSUR13 CostaNorte 13.8

3 CAELP138 oLne INCA138 SierraSur 138.0 27 SIDNOR13 Asi SIDNOR13 CostaNorte 13.8

4 HRUMI69 SUCH69 CostaSur 69.0 28 SIDNOR13 Sidernor_TG1 CostaNorte 13.8

5 DSUPE66 oLne PAN66 CostaNorte 66.0 29 SIDSUR13 Sidersur_TG3 CostaNorte 13.8

6 ANTAU60 oLne SRAF60 SierraSur 60.0 30 SIDSUR13 MS_SIDSUR13 CostaNorte 13.8

7 oLne JULIA60 PUNO60 SierraSur 60.0 31 SIDNOR13 MS_SIDNOR13 CostaNorte 13.8

8 PRAD60 oLne SBART60 CostaCentro 60.0 32 MOQU13.8 Asi MOQU13.8 CostaSur 13.8

9 SJUAN60 SJNETC60 CostaCentro 60.0 33 BOTI13 Asi BOTI13 CostaSur 13.8

10 SEPO60 TEXTIL60 CostaNorte 60.0 34 ILO1_A Asi ILO1_A CostaSur 13.8

11 oLne YAULI50 PACHA50 SierraCentro 50.0 35 MILLS14 MS_MILLS14 CostaSur 13.8

12 SANTO50 oLne SCRIS50 SierraCentro 50.0 36 ILO1_A MS_ILO1_A CostaSur 13.8

13 DUVAZ50 YAULI50 SierraCentro 50.0 37 TAC-3 TAC-2 CostaSur 10.5

14 ALAMB ONU50 SierraCentro 50.0 38 TRU_NO Tru_NoB CostaNorte 10.0

15 BVISTA LAFUND SierraCentro 50.0 39 BCON1 MS_BCON1 CostaSur 6.9

16 GOYLLAR HUICRA50 SierraCentro 50.0 40 BCONC6 MS_BCONC6 CostaSur 6.9

17 Mina34 MS_Mina34 SierraCentro 34.5 41 BOT6.9 MS_BOT6.9 CostaSur 6.9

18 MOLY33 PQIB33 CostaSur 33.0 42 CHAR3 CHAR2 CostaSur 5.3

19 Desierto23 Asi Desierto SierraCentro 22.9 43 CUMMI4 Asi CUMMI4 CostaCentro 4.2

20 PSULF23 Asi PSULF23 CostaSur 22.9 44 MILL4.16A Asi MILL4.16 CostaSur 4.2

21 PSULF23 MS_PSULF23 CostaSur 22.9 45 MILLS4.16 Asi MILLS4.1 CostaSur 4.2

22 SVCVIZ Vizcarra_Fil SierraNorte 16.0 46 FUN416 MS_FUN416 CostaSur 4.2

23 SVCVIZ Vizcarra_SVC SierraNorte 16.0 47 MILL4.16 MS_MILL4.16 CostaSur 4.2

24 SNICO13 Asi SNICO13 CostaCentro 13.8 48 RefTalara_2.4 Asi RefTalar CostaNorte 2.4

LINEA LINEA

Tabla 6: Contingencias de líneas que causan nodo aislado

3.2.2 Escenarios examinados en el período 2007 – 2010 Los escenarios de red que han sido seleccionados para el desarrollo del proceso de Optimización de la Compensación de la potencia reactiva se reportan en la Tabla 7 siguiente, la cual además indica:

el número máximo total de contingencias de línea (todas aquellas en servicio) el número de contingencias que forman islas; el número de contingencias que dan lugar a la no-convergencia del load-flow; el número de contingencias que provocan sobrecargas de líneas; el número de contingencias que crean nodos aislados; el número de contingencias netas, es decir aquellas clasificadas posibles sin perjuicios

para la red.

Los diferentes escenarios se han contraseñado (como se describió en el capitulo 2) en el modo siguiente: Av (Avenida); Es (Estiaje), sigue el año con 2 dígitos y después una letra para describir el estado de la carga, donde:

a para indicar carga máxima anual; x para indicar carga máxima estacional; d para indicar carga media estacional; m para indicar carga mínima estacional relativa al día laboral; n para indicar carga mínima estacional relativa al día festivo;

En aquellos escenarios donde se ha considerado la interconexión con el Ecuador se ha agregado la cadena de caracteres “_EC”, mientras con la alternativa de una nueva central de generación en la zona Norte (Zorritos) se ha agregado “_BPZ”. Así tenemos por ejemplo Av10x_BPZ, que representa el caso de Avenida en el año 2010 con carga máxima estacional y con la alternativa de la central BPZ.


Año Estación escenario N-1 total N-1 islasN-1 no

converg.N-1

overloadN-1 nodo aislado

N-1 comunes

Av07x 4 32 Líneas: 261

Av07d 3 18 Transf..: 3

Av07m 0 15 Gener: 26

Es07a 5 32 Líneas: 263

Es07d 1 20 Transf..: 3

Es07n 1 8 Gener: 26



Av08n 1 13 Gener: 27

Av08x_Ec 7 27 Líneas: 284

Av08d_Ec 4 24 Transf..: 3

Av08m_Ec 1 16 Gener: 27

Es08a 5 37 Líneas: 284

Es08d 4 26 Transf..: 3

Es08n 1 8 Gener: 27



Av09n 1 10 Gener: 27

Es09a 6 50

Es09d 4 27 Líneas: 288

Es09n 1 14 Transf..: 3

Es09a_BPZ 6 46 Gener: 28

Es09d_BPZ 4 28

Es09n_BPZ 1 12

Av10x 6 47

Av10d 5 30 Líneas: 293

Av10n 0 16 Transf..: 3

Av10x_BPZ 6 41 Gener: 29

Av10d_BPZ 5 30

Av10n_BPZ 0 16

Es10a 8 50

Es10d 5 41 Líneas: 287

Es10n 1 14 Transf..: 3

Es10a_BPZ 8 48 Gener: 29

Es10d_BPZ 5 36

Es10n_BPZ 1 14

49

Estiaje

2010

Avenida

606 205

49

2009

Avenida 596 208 49

Estiaje 600 206 49

49

586 211 482008

Avenida

583 209

Estiaje 587 208

47

Estiaje 572 209 48

2007

Avenida 561 210

Tabla 7: Escenarios a estudiar y resumen de contingencias para el período 2007 - 2010

3.2.2.1 Elenco de contingencias de transformadores Las contingencias de transformadores se ha limitado a aquellas pocas unidades cuya salida de servicio tienen un impacto significativo en la redistribución de los flujos; esto ocurre principalmente para algunos transformadores situados en la zona de Sierra Centro. En general los transformadores alimentan un subsistema radial y la contingencia da origen a la creación de una Isla, o si hay más unidades en paralelo la restante unidad está dimensionada para la condición N-1, o si no está dimensionada conduce a sobrecargas inadmisibles que no pueden resolverse por compensación de potencia reactiva, por lo cual para este tipo de análisis no son significativos. Los transformadores que se han considerado en contingencia para todos los escenarios analizados son los siguientes:

Name Grid HV-Side MV-Side LV-Side HV-rtd.Volt. MV-rtd.Volt. LV-rtd.Volt.Busbar Busbar Busbar kV kV kV

tr3 oro_2571 SierraCentro ONU220 ONU50 ONU13A 220.0 50.0 13.8tr3 par_2171 SierraCentro PARAG220 PARAGII PARAG10 220.0 127.0 10.0tr3 tin_2171 SierraCentro TMAR220 TMAR138 TMAR10 220.0 138.0 10.0

Tabla 8: Elenco de transformadores considerados en contingencia para el periodo 2007 - 2010


3.2.2.2 Elenco de contingencias de unidades de generación Igualmente para la contingencia de generadores se han seleccionado aquellas unidades cuya salida de servicio puede dar origen a condiciones desfavorables en lo que concierne a la producción de potencia reactiva, y en consecuencia a la regulación del perfil de tensión. La Tabla 9 reporta la lista de unidades de generación con las que se verificado la condición N-1. Este elenco corresponde al año horizonte, y por lo tanto figuran unidades de algunas centrales que para los años iniciales e intermedios no están aún en servicio.

Conting. Name Grid Vn Sn Conting. Name Grid Vn Sn# kV MVA # kV MVA

1 Ventan TV CostaCentro 16.0 230.0 16 Yunc G1 SierraCentro 13.8 48.22 Enersur G1 CostaCentro 16.0 201.0 17 CPato G1 CostaNorte 13.8 43.33 Ventan G3 CostaCentro 16.0 200.0 18 Moyop G1 SierraCentro 10.0 35.04 ILO2 TV CostaSur 17.0 167.0 19 Machu G1 SierraSur 13.8 33.55 SRosa G7 CostaCentro 13.8 150.0 20 Carhq G1 CostaNorte 10.0 32.36 Sam G4 SierraCentro 13.8 120.0 21 Cahua G1 CostaNorte 10.0 27.57 Aguayt G2 SierraNorte 13.8 119.2 22 Yaup G1 SierraCentro 13.8 24.08 Aguayt G1 SierraNorte 13.8 119.2 23 Huamp G1 SierraCentro 10.0 22.49 Malac G4 CostaNorte 13.8 119.2 24 GCiego G2 CostaNorte 10.5 20.0

10 Zorrit G1 CostaNorte 13.8 90.0 25 Callah G1 SierraCentro 10.0 20.011 Chimay G1 SierraCentro 13.8 84.0 26 Moll GD1 CostaSur 13.8 13.212 Matuc G1 SierraCentro 12.5 80.0 27 Poech G1 CostaNorte 10.0 9.513 SRosa G5 CostaCentro 13.8 70.1 28 Calan G1 SierraCentro 10.5 8.014 SGab G2 SierraSur 13.8 63.5 29 Curum G1 CostaNorte 10.0 7.115 Char-V G1 CostaSur 13.8 57.0

Tabla 9: Elenco de unidades de generación consideradas en contingencia, al 2010

3.2.3 Optimización de la compensación de la potencia reactiva En este capítulo se reportan los resultados obtenidos durante el proceso de Optimización de la compensación de la potencia Reactiva. Fijadas las restricciones sobre las magnitudes del sistema y las reglas básicas para alcanzar los objetivos, se inician las elaboraciones que llevarán a definir para cada periodo el equipamiento adicional a implementar en el SEIN. En términos prácticos lo mencionado arriba significa:

En condiciones N de red, las tensiones en todos los niveles deben poder mantenerse dentro del rango 0.95 a 1.05 pu;

En condiciones N-1 de red, las tensiones en todos los niveles deben poder mantenerse dentro del rango 0.90 a 1.10 pu, sin mediar la intervención del operador del sistema cambiando consignas de generadores, moviendo tomas en modo manual en transformadores, o cambiando el estado de los elementos de compensación;

El factor de potencia medido en el arrollamiento de Alta Tensión de los siguientes transformadores en la zona de Lima se fija por el valor que resulta de la relación Qtran Ptran/3 (donde Ptran y Qtran son los flujos de potencia activa y reactiva medidos en el lado de Alta):

Name HV-Side MV-Side LV-Side HV-Sn MV-Sn LV-Sn HV-Vn MV-Vn LV-VnBusbar Busbar Busbar MVA MVA MVA kV kV kV

tr3 chillon_2671 Chillon220 Chillon60 Chillon10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0tr3 chillon_2672 Chillon220 Chillon60 CHillon10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0tr3 cha_2674 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10D 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0tr3 cha_2673 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10C 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0tr3 bar_2671 BARSI220 BARSI60 BARS10A 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0tr3 bar_2672 BARSI220 BARSI60 BARS10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0tr3 bar_2673 BARSI220 BARSI60 BARS10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0tr3 srv_2672 ROSA220 SROSN60B ROSA10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0tr3 srv_2673 ROSA220 SROSN60B ROSA10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0

S/E

BARSI

SANTA ROSA

BALNEARIOS

CHILLON

CHAVARRIA

Tabla 10: Transformadores donde se debe monitorear el factor de potencia (cos FI)


En las barras de baja tensión que colectan el aporte de los dispositivos SVC, se debe permitir un rango de ± 0.20 pu del valor nominal. Esto es para lograr que los equipos aporten los valores límites dentro del rango ± 5 % de tensión en el nodo de alta;

Como criterio conservador, el rango del set-point de los generadores se fija entre 0.95 pu y 1.05 pu tanto en condiciones N como en N-1;

Por condiciones particulares de la operación o por limitaciones en los niveles de tensión de los equipos de transformación, los siguientes nodos tienen restricciones particulares de tensión respecto al de los restantes nodos según lo especificado anteriormente:

Nombre Bus VnkV kV pu kV pu kV pu kV pu

PUN220 220.0 209.0 0.9500 225.5 1.0250 198.0 0.9000 242.0 1.1000MONT220 220.0 209.0 0.9500 225.5 1.0250 198.0 0.9000 242.0 1.1000SOCA220 220.0 209.0 0.9500 225.5 1.0250 198.0 0.9000 242.0 1.1000CARMI220 220.0 209.0 0.9500 242.0 1.1000 198.0 0.9000 242.0 1.1000CARHUA138 138.0 121.4 0.8797 128.3 0.9297 114.9 0.8326 134.9 0.9774CARIPA 138.0 117.3 0.8500 124.2 0.9000 111.1 0.8050 130.4 0.9450COND138 138.0 117.3 0.8500 124.2 0.9000 111.1 0.8050 130.4 0.9450HUANU 138.0 124.2 0.9000 133.9 0.9700 118.7 0.8602 139.4 1.0098ONU138 138.0 117.3 0.8500 124.2 0.9000 111.1 0.8050 130.4 0.9450PARAG138 138.0 120.1 0.8700 127.0 0.9200 113.6 0.8234 133.4 0.9666PARAGII 138.0 120.1 0.8700 127.0 0.9200 113.6 0.8234 133.4 0.9666TMAR138 138.0 134.6 0.9754 144.9 1.0500 124.2 0.9000 151.8 1.1000UCHU138 138.0 120.1 0.8700 127.0 0.9200 113.6 0.8234 133.4 0.9666MOYOP60 60.0 57.0 0.9500 63.3 1.0550 54.0 0.9000 66.0 1.1000CALLA60B 60.0 57.0 0.9500 63.3 1.0550 54.0 0.9000 66.0 1.1000HUANZ60 60.0 57.0 0.9500 63.3 1.0550 54.0 0.9000 66.0 1.1000CARHUA50 50.0 48.5 0.9700 50.2 1.0040 45.0 0.9000 55.0 1.1000ONU50 50.0 49.3 0.9860 50.2 1.0040 45.0 0.9000 55.0 1.1000PARAG50 50.0 48.5 0.9700 50.2 1.0040 45.0 0.9000 55.0 1.1000CHIB33 33.0 33.0 1.0000 34.7 1.0500 29.7 0.9000 36.3 1.1000PQIB33 33.0 33.0 1.0000 34.7 1.0500 29.7 0.9000 36.3 1.1000SOCA33 33.0 33.0 1.0000 34.7 1.0500 29.7 0.9000 36.3 1.1000

Condición N-1Vmin Vmax

Condición N

Tabla 11: Nodos con restricciones particulares

Como se mencionó precedentemente las “barras candidatas” para alojar equipos de compensación son todas las del sistema con excepción de las siguientes:

• las barras terminales de un generador clásico; • las barras terminales de un compensador sincrónico; • las barras de los terciarios de transformadores a 3 arrollamientos no destinadas a

compensación; • las barras de baja tensión donde se conectan los dispositivos SVC; • las barras terminales de la compensación serie;

A título de ejemplo: el SEIN en el año 2007 está representado con un modelo de ≈ 1032 barras, descartando aquellas que pertenecen a algunas de las categorías mencionadas resultan ≈ 630 “Barras Candidatas” para alojar nueva compensación si es requerida durante el proceso de optimización.

3.2.3.1 Optimización año 2007 La Tabla 12 muestra los resultados obtenidos en el proceso. Se reportan las subestaciones sobre la cuales se requiere una compensación shunt adicional con respecto a aquella eventualmente existente. Se indica la cantidad total en MVAr requerida para cada estado de carga y para las 2 estaciones Avenida y Estiaje. En la Tabla 12 se han indicado los capacitores que resultan necesarios en cada uno de los escenarios expuestos, son cantidades adicionales a las existentes, y se debe interpretar que si en una S/E aparece en más de un escenario, la cantidad de compensación asignada es total y no adicional al escenario precedente.


La última columna de la Tabla 12 resume los bancos de capacitores que se requieren para el año 2007. En ella se ha realizado una normalización sobre la base de las dimensiones Standard que existen en el SEIN. En diversas situaciones se ha parcializado el total en más de 1 banco de capacitores, los cuales deben ser maniobrables para ofrecer una mayor flexibilidad en lo que respecta a la operación del sistema para los diversos estados de carga en estado normal (o pre-contingencia N-1). En la tabla, para la mayoría de las situaciones se ha indicado la S/E principal conectada al sistema de Transmisión del SEIN, y en el detalle cada una de las S/E que pertenecen al subsistema con las relativas barras a ser equipadas. En el proceso de optimización se ha observado en la zona de Sierra Centro, en particular desde Oroya Nueva hacia Paragsha y Tingo Maria, dificultades en el control de las magnitudes dentro de los rangos impuestos utilizando medios pasivos de compensación (clásicos componentes shunt). Esto ha llevado a verificar los escenarios implementando un dispositivo SVC (Static Var Compensator) con el cual se ha obtenido un control aceptable sobre las magnitudes del sistema en todas las condiciones. Se ha efectuado un análisis de detalle involucrando las S/E desde Paragsha hasta Oroya Nueva en los diferentes niveles de tensión 50 y 138 kV, resultando que la alternativa que prevé la instalación del SVC en la S/E de Carhuamayo (controlando la barra de 50 kV), es aquella que ofrece los mayores beneficios, ya sea en condiciones de red N como en N-1 de los principales enlaces de la zona. Las pruebas de verificación para la localización se han desarrollado solamente en estado estacionario en condiciones de red completa y en contingencia con diversos estados de carga (máxima, media y mínima). La Tabla 12 resume los resultados del proceso de optimización para las dos estaciones del año 2007 y los diversos estados de carga. El periodo de Estiaje del 2007 comprende la implementación del nuevo dispositivo SVC en la S/E de Carhuamayo.


S/E_Barras Grid Vn Av07m Av07d Av07x Es07n Es07d Es07aPIURA_OESTE CostaNorte kV MVAr #xMVAr tot tot tot tot tot tot #xMVAr

PAITA60 CostaNorte 60.00 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 2x1.80PAITA10 CostaNorte 10.00 0.90 1x0.90 2.00 4.00 4.00 2.00 4.00 4.00 2x2.00

ZORRITOS CostaNorte

TUMB10 CostaNorte 10.00 0.74 0.74 1x0.74SANTA ROSA CostaCentro

TACN10 CostaCentro 10.00 14.40 3x4.80 6.00 12.00 6.00 6.00 2x6.00SROS10 CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 2x2.40PUEN10B CostaCentro 10.00 9.00 9.00 9.00 12.00 4x3.00INGEN10 !" CostaCentro 10.00 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20JICA10 # CostaCentro 10.00 2.00 2.00 1x2.00CANTO10 " $ CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40MRICO23 % SierraCentro 23.00 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90MRICO10 % SierraCentro 10.00 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60

BARSI CostaCentroSMARI10 % CostaCentro 10.00 2.00 4.00 2.00 4.00 2x2.00PERSH10 & " CostaCentro 10.00 14.40 8x1.80 1.80 2x0.90INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60

BALNEARIO CostaCentroNEYRA10 ' CostaCentro 10.00 10.00 1x10.00 3.00 3.00 3.00 3.00 1x3.00LIMA10 CostaCentro 10.00 8.00 1x8.00 3.00 3.00 3.00 3.00 1x3.00EMUSA10 ( CostaCentro 10.00 0.90 0.90 0.90 0.90 1x0.90BAL10 ( CostaCentro 10.00 6.00 1x6.00 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90EP10 ) CostaCentro 10.00 0.74 0.74 0.74 0.74 1x0.74

CHAVARRIA CostaCentroHUARL10 * CostaCentro 10.00 3.60 2x1.80 0.74 1x0.74PANDO10 $ CostaCentro 10.00 5.40 3x1.80 1.48 2x0.74INFAN10 !+ CostaCentro 10.00 4.80 1x4.80 1.80 2x0.90CAUDI10 $ , CostaCentro 10.00 1.48 2x0.74MIRON10 % CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 2.40 4.80 2x2.40CHAVA10 & , CostaCentro 10.00 24.00 24.00 3x8.00

SAN JUAN CostaCentroMALA60 ( ) CostaCentro 60.00 4.00 6.00 6.00 4.00 6.00 6.00 3x2.00LURI10 CostaCentro 10.00 2.40 4.80 2x2.40

INDEPENDENCIA SierraCentroTMORA60 $ % % ! SierraCentro 60.00 3.60 3.60 3.60 4.80 4x1.20TMORA10 $ % % ! SierraCentro 10.00 1.20 1.80 1.20 1.80 3x0.60PEDRE60 $ " % ! SierraCentro 60.00 2.40 2.40 1x2.40PEDRE10 $ " % ! SierraCentro 10.00 3.60 5.40 3x1.80CHINCH10 & & % ! SierraCentro 10.00 0.90 1.80 2x0.90

CARMIÑO SierraCentroAYA10 - ' & SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2x1.20CANG60 " SierraCentro 69.00 0.90 1.80 2x0.90

MARCONA SierraCentroSHOUG60 . .% * - SierraCentro 60.00 3.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 2x3.00MARC60 % CostaCentro 60.00 5.00 5.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00

UCHUCHACUA SierraCentroUCHU33 & & * - SierraCentro 33.00 2.40 2.40 3.60 2.40 3x1.20

OROYA NUOVA SierraCentroTORRE8 / 0 - SierraCentro 10.00 1.20 1.20 1x1.20ONU50 ' , - SierraCentro 50.00 19.20 2x9.60 20.00 20.00 20.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00

TINGO MARIA SierraCentroTMARI10 " % 1 2 SierraCentro 10.00 2.00 1x2.00 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 1x0.90AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 2.00 2.00 2x1.00AUCA23 - ' SierraCentro 22.90 2.00 1.00 2.00 2x1.00TOCA23 & SierraCentro 23.00 1.00 1.00 1x1.00TOCA10 & SierraCentro 10.00 0.45 0.45 0.45 0.45 1x0.45

SOCABAYA 138 CostaSurPQIB10 3 !$ .- 3 - CostaSur 10.00 5.00 10.00 10.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00PQIB33 3 !$ .- 3 - CostaSur 33.00 4.00 4.00 4.00 4.00 2x2.00CHIB33 & - CostaSur 33.00 5.00 15.00 10.00 15.00 3x5.00ACERS10 - - 3 - CostaSur 10.00 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90

ICA SierraCentroVILLAC60 4 % ! SierraCentro 60.00 2.40 1x2.40VILLAC10 4 % ! SierraCentro 10.00 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20

40.30 111.79 178.79 33.30 115.93 192.03

Esistente

Tabla 12: Compensación resultante para el año 2007, con SVC en Carhuamayo desde el Estiaje


La Tabla 13 siguiente muestra para el escenario de Estiaje del 2007 en condición de máxima carga, los valores medios del factor de potencia medidos en el lado de alta de los transformadores en el entorno de Lima. Se comparan los resultados antes y después de la optimización. Se observa como la compensación adicional resultante ha mejorado este factor llevándolos prácticamente al valor impuesto por la condición: cos ϕ ≈ 0.94865. Igualmente se observa el mejoramiento alcanzado por el factor de potencia en los transformadores de la zona de Independencia, ICA y Marcona, si bien sobre éstos no se ha impuesto la condición antes indicada.

HV-Side MV-Side LV-Side HV-Sn MV-Sn LV-Sn HV-Vn MV-Vn LV-Vn Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos FiBusbar Busbar Busbar MVA MVA MVA kV kV kV MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio

tr3 chillon_2671 Chillon220 Chillon60 Chillon10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 71.226 26.672 71.069 24.442tr3 chillon_2672 Chillon220 Chillon60 CHillon10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 72.012 26.833 71.846 24.584tr3 cha_2674 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10D 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 146.836 60.831 147.361 51.324tr3 cha_2673 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10C 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 146.836 60.831 147.361 51.324tr3 bar_2671 BARSI220 BARSI60 BARS10A 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 64.660 23.849 64.526 21.470tr3 bar_2672 BARSI220 BARSI60 BARS10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 64.660 23.849 64.526 21.470tr3 bar_2673 BARSI220 BARSI60 BARS10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 95.081 37.678 94.965 34.146tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 84.587 33.164 84.436 26.261tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 124.467 52.327 124.491 42.062tr3 srv_2672 ROSA220 SROSN60B ROSA10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 62.491 27.159 62.368 19.778tr3 srv_2673 ROSA220 SROSN60B ROSA10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 129.271 64.380 129.806 48.743tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 118.352 43.264 118.403 38.928tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 121.546 44.178 121.591 39.728tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 119.397 43.565 119.446 39.191tr3 snj_2671 SJNLS220 SJUAN60 SJN10A 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 95.451 -2.139 95.228 -0.920tr3 snj_2672 SJNLS220 SJUAN60 SJN10B 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 96.323 -2.224 96.099 -0.993tr3 ind_2671 IND220 IND60 IND10A 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 30.323 13.101 30.003 7.474tr3 ind_2672 IND220 IND60 IND10B 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 30.435 12.503 30.155 7.636tr3 ica_2671 ICA220 ICA_60 ICA10 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 51.390 23.727 0.908 51.344 19.606 0.934tr3 mar_2671 MARC220 MARC60 SEM_10 75.0 75.0 30.0 210.0 62.3 10.3 60.195 28.013 0.907 60.173 10.877 0.984

0.946

0.950

0.937

Es7a Es7a_Optimizado

Name

0.946

0.924

0.935

0.970

0.915

0.939

1.000

0.922

1.000

0.944

0.946

Tabla 13: Comparación del cos ϕϕϕϕ en los transformadores de la zona de Lima, Es07a

Para este primer año en el que se ha ejecutado un Plan de Expansión de la compensación en forma coordinada e integral del SEIN, respetando las restricciones de seguridad N y N-1, resulta evidente el esfuerzo de inversión a realizar, tanto es así que en la condición de carga máxima en el periodo de Estiaje del 2007 se requiere una instalación adicional de capacitores de ≈ 192 Mvar.

3.2.3.2 Optimización año 2008 Siguiendo lo indicado en la metodología, el Plan de compensación propuesto en el año 2007 se suministra como un dato en ingreso para el análisis en el año 2008. En la Tabla 15 se reporta el detalle de la solución de la Optimización para las dos estaciones Avenida y Estiaje del año 2008 y para los diferentes estados de carga. Los escenarios correspondientes al periodo de Avenida se han verificado con la interconexión hacia el Ecuador en servicio. Se han puesto en evidencia los cambios respecto al Plan propuesto para el 2007 (solamente donde se ha modificado o donde resulta una nueva instalación), por lo que las restantes barras no evidenciadas requieren las mismas cantidades adicionales de compensación ya definidas en el 2007.

El elenco en la Tabla 14 resume las barras con modificación o nuevas para el Plan del 2008 respecto del Plan de referencia del 2007. El aumento en la cantidad de compensación capacitiva respecto al año precedente es de ≈ 42 Mvar. Esta diferencia resulta en la práctica, en una variación del número de bancos de capacitores ya propuestos para el año precedente, aunque se observa sólo una nueva barra candidata en la S/E de Tumbes a nivel de 60 kV, cuya instalación adicional se requiere debido a los escenarios de Avenida analizados con la interconexión hacia el Ecuador.


Vn PropuestakV 2007

TUMB10 CostaNorte 10.00 3x0.90 1x0.74INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 3x0.60 1x0.60LURI10 CostaCentro 10.00 4x1.20 2x2.40CHINCH10 & & SierraCentro 10.00 3x0.90 2x0.90SHOUG60 . .% SierraCentro 60.00 3x3.00 2x3.00MARC60 % CostaCentro 60.00 3x5.00 2x5.00UCHU33 & & SierraCentro 33.00 2x2.40 3x1.20TORRE8 / 0 SierraCentro 10.00 2x1.20 1x1.20ONU50 ' , SierraCentro 50.00 4x5.00 2x5.00TMARI10 " % 1 2 SierraCentro 10.00 3x0.90 1x0.90AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 3x1.00 2x1.00PQIB33 3 !$ - 3 CostaSur 33.00 3x2.00 2x2.00CHIB33 & CostaSur 33.00 4x5.00 3x5.00ACERS10 - - 3 CostaSur 10.00 3x0.90 2x0.90VILLAC10 4 SierraCentro 10.00 2x1.20 1x1.20TUMB60 CostaNorte 60.00 3x1.80

$2008

#xMVArS/E_Barras

Tabla 14: Modificación de compensación en el 2008 respecto al 2007

S/E_Barras Grid Vn Av08m Av08d Av08x Es08n Es08d Es08a Propuesta

PIURA_OESTE ! - 5 CostaNorte kV MVAr #xMVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr #xMVAr 2007PAITA60 CostaNorte 60.00 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 2x1.80PAITA10 CostaNorte 10.00 0.90 1x0.90 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 2x2.00

ZORRITOS ! CostaNorteTUMB60 CostaNorte 60.00 3.60 5.40 3x1.80TUMB10 CostaNorte 10.00 2.70 2.70 2.70 0.90 0.90 3x0.90 1x0.74

SANTA ROSA - - - CostaCentroTACN10 CostaCentro 10.00 14.40 3x4.80 6.00 12.00 6.00 6.00 2x6.00SROS10 CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 2x2.40PUEN10B CostaCentro 10.00 9.00 9.00 9.00 12.00 4x3.00INGEN10 !" CostaCentro 10.00 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20JICA10 # CostaCentro 10.00 2.00 2.00 1x2.00CANTO10 " $ CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40MRICO23 % SierraCentro 23.00 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90MRICO10 % SierraCentro 10.00 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60

BARSI ( - ! CostaCentroSMARI10 % CostaCentro 10.00 4.00 2.00 4.00 2x2.00PERSH10 & " CostaCentro 10.00 14.40 8x1.80 1.80 1.80 2x0.90INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 1.80 1.80 0.60 0.60 3x0.60 1x0.60

BALNEARIO ( - - ! CostaCentroNEYRA10 ' CostaCentro 10.00 10.00 1x10.00 3.00 3.00 3.00 3.00 1x3.00LIMA10 CostaCentro 10.00 8.00 1x8.00 3.00 3.00 3.00 3.00 1x3.00EMUSA10 ( CostaCentro 10.00 0.90 0.90 0.90 0.90 1x0.90BAL10 ( CostaCentro 10.00 6.00 1x6.00 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90EP10 ) CostaCentro 10.00 0.74 0.74 0.74 0.74 1x0.74

CHAVARRIA * - 4 - !- CostaCentroHUARL10 * CostaCentro 10.00 3.60 2x1.80 0.74 1x0.74PANDO10 $ CostaCentro 10.00 5.40 3x1.80 1.48 2x0.74INFAN10 !+ CostaCentro 10.00 4.80 1x4.80 1.80 2x0.90CAUDI10 $ , CostaCentro 10.00 1.48 2x0.74MIRON10 % CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 2.40 4.80 2x2.40CHAVA10 & , CostaCentro 10.00 24.00 24.00 3x8.00

SAN JUAN - # - CostaCentroMALA60 ( ) CostaCentro 60.00 4.00 6.00 6.00 4.00 6.00 6.00 3x2.00LURI10 CostaCentro 10.00 1.20 4.80 4.80 2.40 4.80 4x1.20 2x2.40

INDEPENDENCIA ! !- SierraCentroTMORA60 $ % % ! SierraCentro 60.00 3.60 4.80 3.60 4.80 4x1.20TMORA10 $ % % ! SierraCentro 10.00 1.20 1.80 1.20 1.80 3x0.60PEDRE60 $ " % ! SierraCentro 60.00 2.40 2.40 1x2.40PEDRE10 $ " % ! SierraCentro 10.00 1.80 5.40 1.80 5.40 3x1.80CHINCH10 & & % ! SierraCentro 10.00 1.80 2.70 3x0.90 2x0.90

CARMIÑO - % !6 SierraCentroAYA10 - ' & SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2x1.20CANG60 " SierraCentro 69.00 0.90 1.80 2x0.90

MARCONA % - - SierraCentroSHOUG60 . .% * - SierraCentro 60.00 6.00 9.00 9.00 6.00 6.00 6.00 3x3.00 2x3.00MARC60 % CostaCentro 60.00 10.00 15.00 15.00 10.00 10.00 10.00 3x5.00 2x5.00

UCHUCHACUA * * - - SierraCentroUCHU33 & & * - SierraCentro 33.00 4.80 4.80 4.80 4.80 2x2.40 3x1.20

OROYA NUOVA 7 - 4 - SierraCentroTORRE8 / 0 - SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2.40 2x1.20 1x1.20ONU50 ' , - SierraCentro 50.00 19.20 2x9.60 20.00 20.00 20.00 10.00 20.00 20.00 4x5.00 2x5.00

TINGO MARIA ! % - !- SierraCentroTMARI10 " % 1 2 SierraCentro 10.00 2.00 1x2.00 0.90 0.90 2.70 1.80 1.80 2.70 3x0.90 1x0.90AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 2.00 3.00 2.00 3x1.00 2x1.00AUCA23 - ' SierraCentro 22.90 2.00 1.00 2.00 2x1.00TOCA23 & SierraCentro 23.00 1.00 1.00 1x1.00TOCA10 & SierraCentro 10.00 0.45 0.45 0.45 0.45 1x0.45

SOCABAYA 138 - ( - 7 - 1 8 0 CostaSurPQIB10 3 !$ - 3 - CostaSur 10.00 5.00 10.00 10.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00PQIB33 3 !$ - 3 - CostaSur 33.00 4.00 4.00 4.00 6.00 3x2.00 2x2.00CHIB33 & - CostaSur 33.00 10.00 20.00 10.00 15.00 4x5.00 3x5.00ACERS10 - - 3 - CostaSur 10.00 1.80 2.70 2.70 1.80 2.70 2.70 3x0.90 2x0.90

ICA ! - SierraCentroVILLAC60 4 % ! SierraCentro 60.00 2.40 1x2.40VILLAC10 4 % ! SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2.40 2.40 2x1.20 1x1.20

61.60 153.59 221.09 46.20 132.09 211.39

Esistente

Tabla 15: Compensación resultante para el año 2008, con la variación respecto al 2007


En la Tabla 16 se comparan los resultados antes y después del proceso de optimización, relativos a los factores de potencia medidos en el arrollamiento de Alta Tensión de los transformadores principales en de la zona de Lima, donde se ha impuesto la condición de cos FI 0.95. Se observa como la compensación aplicada en los subsistemas lleva a satisfacer la condición impuesta en modo suficientemente homogéneo.


tr3 chillon_2671 Chillon220 Chillon60 Chillon10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 68.402 24.955 68.139 22.438tr3 chillon_2672 Chillon220 Chillon60 CHillon10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 69.159 25.102 68.890 22.562tr3 cha_2674 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10D 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 144.136 57.260 144.666 47.428tr3 cha_2673 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10C 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 144.136 57.260 144.666 47.428tr3 bar_2671 BARSI220 BARSI60 BARS10A 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 63.205 22.584 63.022 20.502tr3 bar_2672 BARSI220 BARSI60 BARS10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 63.205 22.584 63.022 20.502tr3 bar_2673 BARSI220 BARSI60 BARS10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 92.968 35.750 92.772 32.656tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 79.559 26.071 79.355 22.099tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 117.247 41.605 117.088 35.695tr3 srv_2672 ROSA220 SROSN60B ROSA10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 59.881 25.530 59.646 16.865tr3 srv_2673 ROSA220 SROSN60B ROSA10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 123.927 60.653 124.367 42.294tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 116.199 36.354 116.216 32.066tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 119.325 37.090 119.334 32.690tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 117.222 36.597 117.237 32.272tr3 snj_2671 SJNLS220 SJUAN60 SJN10A 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 93.216 -5.564 93.082 -6.407tr3 snj_2672 SJNLS220 SJUAN60 SJN10B 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 94.065 -5.679 93.930 -6.529tr3 ind_2671 IND220 IND60 IND10A 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 29.461 15.576 29.180 5.491tr3 ind_2672 IND220 IND60 IND10B 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 29.577 15.725 29.325 5.281tr3 ica_2671 ICA220 ICA_60 ICA10 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 50.027 22.841 0.908 50.013 20.166 0.927tr3 mar_2671 MARC220 MARC60 SEM_10 75.0 75.0 30.0 210.0 62.3 10.3 59.961 27.176 0.907 59.942 1.226 1.000

0.983

0.998

0.938

0.927

0.884

Av08x_EC_Optimizado

0.950

0.950

0.948

0.956

0.964

0.998

0.955

0.940

Av08x_EC

0.929

Name

Tabla 16: Comparación del cos ϕϕϕϕ en los transformadores de la zona de Lima, Av08x_EC

3.2.3.3 Optimización año 2009 En la Tabla 18 se reporta el detalle de la solución de la Optimización para las dos estaciones Avenida y Estiaje del año 2009 y para los diferentes estados de carga. Los escenarios correspondientes al período de Estiaje se han verificado con la alternativa de nueva generación en la zona Norte de Zorritos (proyecto BPZ). Se han puesto en evidencia los cambios respecto al Plan propuesto para el 2008, esto es, solamente donde se ha modificado la cantidad o donde resulta una nueva instalación, en tanto que las restantes barras no evidenciadas requieren las mismas cantidades de compensación ya definidas en el 2008.

El elenco en la Tabla 17 resume las barras con modificación o nuevas para el Plan del 2009 respecto del Plan del 2008. El aumento en la cantidad de compensación capacitiva respecto al año precedente es de ≈ 28 Mvar. Prácticamente esta diferencia resulta en una variación en el número de bancos de capacitores ya propuestos para el año precedente, aunque se observan un par de nuevas barras candidatas: la S/E de Huaral al nivel de 60 kV y en Cajamarca 10 kV, que requieren instalación adicional durante los escenarios de Estiaje a máxima carga.

Vn PropuestakV 2008

TUMB60 CostaNorte 60.00 3x1.80TACN10 CostaCentro 10.00 1x6.00 2x6.00INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 1x0.60 3x0.60HUARL10 * CostaCentro 10.00 2x0.74 1x0.74TMORA60 $ % SierraCentro 60.00 5x1.20 4x1.20PEDRE60 $ " SierraCentro 60.00 2x2.40 1x2.40CHINCH10 & & SierraCentro 10.00 5x0.90 3x0.90UCHU33 & & SierraCentro 33.00 3x2.40 2x2.40ONU50 ' , SierraCentro 50.00 6x5.00 4x5.00AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 2x1.00 3x1.00PQIB10 3 !$ - 3 CostaSur 10.00 3x5.00 2x5.00CHIB33 & CostaSur 33.00 3x5.00 4x5.00VILLAC10 4 SierraCentro 10.00 3x1.20 2x1.20HUARAL60 * CostaCentro 60.00 1x3.00CAJAM10 ) CostaNorte 10.00 1x0.45

2009 #xMVAr

S/E_Barras $



S/E_Barras Grid Vn Av09m Av09d Av09x Es09n Es09d Es09a PropuestaPIURA_OESTE ! - 5 CostaNorte kV MVAr #xMVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr #xMVAr 2008


GUADALUPE CostaNorte

CAJAM10 ) * ! - ! - CostaNorte 10.00 0.45 1x0.45ZORRITOS ! CostaNorte

TUMB60 CostaNorte 60.00 3x1.80TUMB10 CostaNorte 10.00 2.70 2.70 2.70 2.70 2.70 2.70 3x0.90

SANTA ROSA - - - CostaCentroTACN10 CostaCentro 10.00 14.40 3x4.80 6.00 6.00 6.00 6.00 1x6.00 2x6.00SROS10 CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 2x2.40PUEN10B CostaCentro 10.00 9.00 12.00 9.00 12.00 4x3.00INGEN10 !" CostaCentro 10.00 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20JICA10 # CostaCentro 10.00 2.00 2.00 1x2.00CANTO10 " $ CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40MRICO23 % SierraCentro 23.00 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90MRICO10 % SierraCentro 10.00 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60

BARSI ( - ! CostaCentroSMARI10 % CostaCentro 10.00 2.00 4.00 2.00 4.00 2x2.00PERSH10 & " CostaCentro 10.00 14.40 8x1.80 1.80 1.80 2x0.90INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60 3x0.60


CHAVARRIA * - 4 - !- CostaCentroHUARAL60 * CostaCentro 60.00 3.00 1x3.00HUARL10 * CostaCentro 10.00 3.60 2x1.80 1.48 1.48 2x0.74 1x0.74PANDO10 $ CostaCentro 10.00 5.40 3x1.80 1.48 1.48 2x0.74INFAN10 !+ CostaCentro 10.00 4.80 1x4.80 1.80 1.80 2x0.90CAUDI10 $ , CostaCentro 10.00 1.48 1.48 2x0.74MIRON10 % CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40CHAVA10 & , CostaCentro 10.00 24.00 24.00 3x8.00

SAN JUAN - # - CostaCentroMALA60 ( ) CostaCentro 60.00 4.00 4.00 6.00 4.00 6.00 6.00 3x2.00LURI10 CostaCentro 10.00 1.20 4.80 4.80 1.20 2.40 4.80 4x1.20

INDEPENDENCIA ! !- SierraCentroTMORA60 $ % % ! SierraCentro 60.00 4.80 6.00 4.80 6.00 5x1.20 4x1.20TMORA10 $ % % ! SierraCentro 10.00 1.80 2.05 1.80 1.80 3x0.60PEDRE60 $ " % ! SierraCentro 60.00 2.40 4.80 2x2.40 1x2.40PEDRE10 $ " % ! SierraCentro 10.00 3.60 5.40 3.60 5.40 3x1.80CHINCH10 & & % ! SierraCentro 10.00 2.70 4.50 5x0.90 3x0.90

CARMIÑO - % !6 SierraCentroAYA10 - ' & SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2x1.20CANG60 " SierraCentro 69.00 1.80 1.80 2x0.90

MARCONA % - - SierraCentroSHOUG60 . .% * - SierraCentro 60.00 6.00 9.00 6.00 6.00 6.00 6.00 3x3.00MARC60 % CostaCentro 60.00 10.00 15.00 10.00 10.00 10.00 10.00 3x5.00

UCHUCHACUA * * - - SierraCentroUCHU33 & & * - SierraCentro 33.00 4.80 7.20 7.20 7.20 3x2.40 2x2.40

OROYA NUOVA 7 - 4 - SierraCentroTORRE8 / 0 - SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 2x1.20ONU50 ' , - SierraCentro 50.00 19.20 2x9.60 20.00 20.00 30.00 20.00 30.00 30.00 6x5.00 4x5.00

TINGO MARIA ! % - !- SierraCentroTMARI10 " % 1 2 SierraCentro 10.00 2.00 1x2.00 1.80 1.80 2.70 1.80 1.80 2.70 3x0.90AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 2.00 2.00 2x1.00 3x1.00AUCA23 - ' SierraCentro 22.90 1.00 2.00 1.00 2.00 2x1.00TOCA23 & SierraCentro 23.00 1.00 1.00 1x1.00TOCA10 & SierraCentro 10.00 0.45 0.45 0.45 0.45 1x0.45

SOCABAYA 138 - ( - 7 - 1 8 0 CostaSurPQIB10 3 !$ - 3 - CostaSur 10.00 5.00 10.00 10.00 5.00 15.00 15.00 3x5.00 2x5.00PQIB33 3 !$ - 3 - CostaSur 33.00 6.00 6.00 6.00 6.00 3x2.00CHIB33 & - CostaSur 33.00 15.00 15.00 15.00 15.00 3x5.00 4x5.00ACERS10 - - 3 - CostaSur 10.00 1.80 2.70 2.70 1.80 2.70 2.70 3x0.90

ICA ! - SierraCentroVILLAC60 4 % ! SierraCentro 60.00 2.40 2.40 1x2.40VILLAC10 4 % ! SierraCentro 10.00 2.40 3.60 3.60 3.60 3x1.20 2x1.20

62.50 155.29 231.38 62.50 165.49 243.78

Esistente


En la Tabla 19 se comparan los resultados, antes y después del proceso de optimización, relativos a los factores de potencia medidos en el arrollamiento de Alta Tensión de los transformadores principales en de la zona de Lima, donde se ha impuesto la condición de cos FI 0.95. Se observa como la compensación aplicada en los subsistemas lleva a satisfacer la restricción impuesta en modo bastante homogéneo.



tr3 chillon_2671 Chillon220 Chillon60 Chillon10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 83.468 32.263 83.091 26.973tr3 chillon_2672 Chillon220 Chillon60 CHillon10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 84.370 32.470 83.982 27.133tr3 cha_2674 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10D 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 156.910 58.689 157.427 46.535tr3 cha_2673 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10C 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 156.910 58.689 157.427 46.535tr3 Barsi_TR4 BARSI220 BARSI60 BARS10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 127.940 52.546 127.795 45.805tr3 bar_2672 BARSI220 BARSI60 BARS10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 57.654 20.244 57.439 17.274tr3 bar_2673 BARSI220 BARSI60 BARS10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 84.820 32.079 84.606 27.667tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 68.335 16.171 68.091 12.469tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 100.921 26.493 100.694 20.980tr3 srv_2672 ROSA220 SROSN60B ROSA10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 66.635 29.335 66.530 21.425tr3 srv_2673 ROSA220 SROSN60B ROSA10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 137.801 69.429 138.432 52.680tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 110.024 33.206 110.096 29.528tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 112.981 33.870 113.048 30.096tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 110.992 33.425 111.062 29.716tr3 snj_2671 SJNLS220 SJUAN60 SJN10A 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 105.514 5.181 105.402 5.069tr3 snj_2672 SJNLS220 SJUAN60 SJN10B 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 106.483 5.157 106.370 5.044tr3 ind_2671 IND220 IND60 IND10A 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 34.241 15.417 33.765 6.559tr3 ind_2672 IND220 IND60 IND10B 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 34.363 14.666 33.935 6.594tr3 ica_2671 ICA220 ICA_60 ICA10 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 28.950 12.951 0.908 27.508 -5.219 0.982tr3 mar_2671 MARC220 MARC60 SEM_10 75.0 75.0 30.0 210.0 62.3 10.3 60.846 28.428 0.907 60.817 10.634 0.985

0.916 0.982

0.958 0.966

0.999 0.999

0.932 0.948

0.935 0.961

Name

0.933 0.951

0.937 0.959

Es09a_BPZ Es09a_BPZ_Optimizado

Tabla 19: Comparación del cos ϕϕϕϕ en los transformadores de la zona de Lima, Es09a_BPZ

3.2.3.4 Optimización año 2010 En la Tabla 21 se reporta el detalle de la solución de la Optimización para las dos estaciones Avenida y Estiaje del año 2010 y para los diferentes estados de carga. Se han puesto en evidencia los cambios respecto al Plan propuesto para el 2009 (solamente donde se ha modificado la cantidad o donde resulta una nueva instalación), las restantes barras no evidenciadas requieren las mismas cantidades adicionales de compensación ya definidas en el 2009.

El elenco en la Tabla 20 resume las barras con modificación o nuevas para el Plan del 2010 respecto del Plan del 2009. El aumento en la cantidad de compensación capacitiva respecto al año precedente es de ≈ 25 Mvar, esta diferencia resulta prácticamente en una variación en el número de bancos de capacitores ya propuestos para el año precedente para hacer frente al aumento en la carga, aunque se observan algunas nuevas barras candidatas como la S/E de Lurin y Ayacucho al nivel de 60 kV, en Chimbote 13.8 kV, y en la barra de Chillón a 60 kV para satisfacer la condición del factor de potencia 0.95 en el arrollamiento de Alta tensión de los transformadores de Chillón, Chavarría y Barsi; efectivamente el requerimiento aparece durante la máxima carga.

Vn PropuestakV 2009

CAJAM10 ) CostaNorte 10.00 3x0.45 1x0.45SROS10 CostaCentro 10.00 3x2.40 2x2.40INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 4x0.60 1x0.60TMORA10 $ % SierraCentro 10.00 4x0.60 3x0.60CHINCH10 & & SierraCentro 10.00 6x0.90 5x0.90TORRE8 / 0 SierraCentro 10.00 3x1.20 2x1.20ONU50 ' , SierraCentro 50.00 8x5.00 6x5.00PQIB33 3 !$ - 3 CostaSur 33.00 5x2.00 3x2.00VILLAC10 4 SierraCentro 10.00 4x1.20 3x1.20LURI60 CostaCentro 60.00 1x2.40AYA60 - ' & SierraCentro 69.00 1x1.48CHIN13 & CostaNorte 13.80 1x0.90JAUJA13 # ) SierraCentro 13.20 1x1.20Chillon60 & CostaCentro 60.00 2x9.60

S/E_Barras 2010

#xMVAr $



S/E_Barras Grid Vn Av10m Av10d Av10x Es10n Es10d Es10a PropuestaPIURA_OESTE ! - 5 CostaNorte kV MVAr #xMVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr tot MVAr #xMVAr 2009


GUADALUPE CostaNorteCAJAM10 ) * ! - ! - CostaNorte 10.00 0.45 1.35 3x0.45 1x0.45

ZORRITOS ! CostaNorteTUMB10 CostaNorte 10.00 2.70 2.70 2.70 2.70 2.70 2.70 3x0.90

SANTA ROSA - - - CostaCentroTACN10 CostaCentro 10.00 14.40 3x4.80 6.00 6.00 6.00 6.00 1x6.00SROS10 CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 4.80 7.20 3x2.40 2x2.40PUEN10B CostaCentro 10.00 9.00 12.00 9.00 12.00 4x3.00INGEN10 !" CostaCentro 10.00 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20JICA10 # CostaCentro 10.00 2.00 2.00 1x2.00CANTO10 " $ CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40MRICO23 % SierraCentro 23.00 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90MRICO10 % SierraCentro 10.00 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60

BARSI ( - ! CostaCentroSMARI10 % CostaCentro 10.00 4.00 4.00 4.00 4.00 2x2.00PERSH10 & " CostaCentro 10.00 14.40 8x1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 2.40 2.40 1.80 2.40 4x0.60 1x0.60


CHAVARRIA * - 4 - !- CostaCentroHUARAL60 * CostaCentro 60.00 3.00 1x3.00HUARL10 * CostaCentro 10.00 3.60 2x1.80 0.74 0.74 1x0.74PANDO10 $ CostaCentro 10.00 5.40 3x1.80 1.48 1.48 2x0.74INFAN10 !+ CostaCentro 10.00 4.80 1x4.80 1.80 1.80 2x0.90CAUDI10 $ , CostaCentro 10.00 1.48 1.48 2x0.74MIRON10 % CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40CHAVA10 & , CostaCentro 10.00 24.00 24.00 3x8.00

SAN JUAN - # - CostaCentroMALA60 ( ) CostaCentro 60.00 4.00 4.00 6.00 4.00 6.00 6.00 3x2.00LURI10 CostaCentro 10.00 1.20 4.80 4.80 1.20 2.40 4.80 4x1.20LURI60 CostaCentro 60.00 2.40 2.40 1x2.40

INDEPENDENCIA ! !- SierraCentroTMORA60 $ % % ! SierraCentro 60.00 4.80 4.80 1.20 4.80 4.80 4x1.20TMORA10 $ % % ! SierraCentro 10.00 1.80 2.40 0.60 1.80 2.40 4x0.60 3x0.60PEDRE60 $ " % ! SierraCentro 60.00 2.40 4.80 2.40 2.40 4.80 2x2.40PEDRE10 $ " % ! SierraCentro 10.00 3.60 5.40 3.60 5.40 3x1.80CHINCH10 & & % ! SierraCentro 10.00 0.90 4.50 1.80 1.80 5.40 6x0.90 5x0.90

CARMIÑO - % !6 SierraCentroAYA10 - ' & SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2x1.20AYA60 - ' & SierraCentro 69.00 1.48 1x1.48CANG60 " SierraCentro 69.00 1.80 0.90 1.80 2x0.90

MARCONA % - - SierraCentroSHOUG60 . .% * - SierraCentro 60.00 6.00 9.00 9.00 6.00 6.00 9.00 3x3.00MARC60 % CostaCentro 60.00 10.00 15.00 15.00 10.00 10.00 15.00 3x5.00

UCHUCHACUA * * - - SierraCentroUCHU33 & & * - SierraCentro 33.00 7.20 7.20 7.20 7.20 3x2.40

OROYA NUOVA 7 - 4 - SierraCentroTORRE8 / 0 - SierraCentro 10.00 2.40 2.40 2.40 2.40 3.60 3.60 3x1.20 2x1.20ONU50 ' , - SierraCentro 50.00 19.20 2x9.60 20.00 30.00 30.00 20.00 40.00 40.00 8x5.00 6x5.00

TINGO MARIA ! % - !- SierraCentroTMARI10 " % 1 2 SierraCentro 10.00 2.00 1x2.00 1.80 1.80 2.70 1.80 1.80 2.70 3x0.90AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 2.00 2.00 2x1.00AUCA23 - ' SierraCentro 22.90 1.00 2.00 1.00 2.00 2x1.00TOCA23 & SierraCentro 23.00 1.00 1.00 1x1.00TOCA10 & SierraCentro 10.00 0.45 0.45 0.45 0.45 1x0.45

SOCABAYA 138 - ( - 7 - 1 8 0 CostaSurPQIB10 3 !$ - 3 - CostaSur 10.00 5.00 15.00 15.00 5.00 15.00 15.00 3x5.00PQIB33 3 !$ - 3 - CostaSur 33.00 8.00 8.00 8.00 10.00 5x2.00 3x2.00CHIB33 & - CostaSur 33.00 15.00 15.00 15.00 15.00 3x5.00ACERS10 - - 3 - CostaSur 10.00 1.80 2.70 0.90 1.80 2.70 0.90 3x0.90

ICA ! - SierraCentroVILLAC60 4 % ! SierraCentro 60.00 2.40 2.40 1x2.40VILLAC10 4 % ! SierraCentro 10.00 3.60 3.60 4.80 3.60 4x1.20 3x1.20

CHIMBOTE * !% ( CostaNorteCHIN13 & * ! - ! - CostaNorte 13.80 0.90 1x0.90

HUAYUCACHI * - 7 - * ! SierraCentroJAUJA13 # ) SierraCentro 13.20 1.20 1x1.20

CHILLON * ! CostaCentroChillon60 & CostaCentro 60.00 19.20 2x9.60

62.50 184.79 251.84 68.50 188.19 295.02

Esistente


En la Tabla 22 se comparan los resultados, antes y después del proceso de optimización, relativos a los factores de potencia medidos en el arrollamiento de Alta Tensión de los transformadores principales en de la zona de Lima, donde se ha impuesto la restricción de cos FI 0.95. Se observa como la compensación aplicada en los subsistemas lleva a satisfacer la condición impuesta en modo suficientemente homogéneo.



tr3 chillon_2671 Chillon220 Chillon60 Chillon10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 89.187 38.565 89.705 28.921tr3 chillon_2672 Chillon220 Chillon60 CHillon10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 90.147 38.827 90.661 29.094tr3 cha_2674 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10D 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 164.185 64.069 164.398 46.822tr3 cha_2673 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10C 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 164.185 64.069 164.398 46.822tr3 Barsi_TR4 BARSI220 BARSI60 BARS10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 135.328 57.816 134.911 49.043tr3 bar_2672 BARSI220 BARSI60 BARS10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 61.035 22.403 60.654 18.542tr3 bar_2673 BARSI220 BARSI60 BARS10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 89.757 35.404 89.328 29.664tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 57.429 16.292 57.423 14.750tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 84.709 26.282 84.758 23.991tr3 srv_2672 ROSA220 SROSN60B ROSA10B 85.0 85.0 28.3 200.0 62.5 10.0 71.857 32.647 71.490 23.063tr3 srv_2673 ROSA220 SROSN60B ROSA10A 180.0 180.0 60.0 200.0 62.5 10.0 148.488 77.000 148.746 56.681tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 117.259 35.133 117.107 30.435tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 120.410 35.835 120.245 31.014tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 120.0 120.0 40.0 200.0 62.5 10.0 118.290 35.364 118.134 30.626tr3 snj_2671 SJNLS220 SJUAN60 SJN10A 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 110.024 9.773 109.881 9.393tr3 snj_2672 SJNLS220 SJUAN60 SJN10B 120.0 120.0 40.0 210.0 62.5 10.0 111.038 9.788 110.893 9.405tr3 ind_2671 IND220 IND60 IND10A 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 36.504 16.700 35.938 7.398tr3 ind_2672 IND220 IND60 IND10B 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 36.634 15.906 36.114 7.345tr3 ica_2671 ICA220 ICA_60 ICA10 50.0 50.0 30.0 210.0 62.3 10.3 30.804 13.944 0.908 29.590 -1.580 0.999tr3 mar_2671 MARC220 MARC60 SEM_10 75.0 75.0 30.0 210.0 62.3 10.3 61.212 28.476 0.907 61.189 2.522 0.999

0.913 0.980

0.958 0.968

0.996 0.996

0.927 0.946

0.922 0.950

Name

0.918 0.952

0.932 0.962

Es10a Es10a_Optimizado

Tabla 22: Comparación del cos ϕϕϕϕ en los transformadores de la zona de Lima, Es09a_BPZ

3.2.3.5 Detalle de las S/E a ser equipadas, y origen de la necesidad de compensación A continuación se describe el equipamiento requerido para cada una de las S/E en cada periodo analizado así como cual es el origen de la compensación resultante, es decir si los nuevos recursos de potencia reactiva son para satisfacer las restricciones impuestas en condiciones N de red o bien de una situación N-1, o de ambas condiciones. Mientras en las Tabla 12, Tabla 15, Tabla 18 y Tabla 21 se reportan los resultados de los estudios para cada año del periodo, en este capítulo se hace un análisis que tiene en cuenta todos los resultados obtenidos y los aspectos técnicos y económicos de los equipos necesarios, con ello es posible proponer la inversión mas conveniente para cada S/E ha ser equipada.

PIURA_OESTE - CostaNorte: S/E Paita

Vn Existente Av07m Av07d Av07x Es07n Es07d Es07a Adicional

kV #xMVAr MVAr MVAr MVAr MVAr MVAr MVAr #xMVAr

60.00 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 3.60 2x1.80

10.00 1x4.00 2.00 4.00 4.00 2.00 4.00 4.00 2x2.00

La compensación requerida (capacitores) resulta necesaria para satisfacer las restricciones de frente a la contingencia de la LINEA: PAITA60 - SEPO60 (Paita S/E Piura Oeste). En la medida que aumenta la carga aparece necesaria una compensación adicional en el lado de 10 kV, ya que el proceso de optimización tiende a minimizar las pérdidas en el transformador 60/10 kV. La última columna de la tabla precedente reasume la cantidad y dimensión de los bancos de capacitores adicionales a instalar en el año 2007.

En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la cual es igual a la resultante al final del Estiaje del 2007:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

60.00 2x1.80 2x1.80 2x1.80

10.00 2x2.00 2x2.00 2x2.00

La inversión requerida al año inicial 2007 es la suficiente para todos los restantes años bajo estudio.


La compensación requerida para las diversas condiciones de carga se traduce en un factor de potencia sobre la barra de 60 kV de la S/E de Piura Oeste según lo indicado en la siguiente tabla, relativamente a la columna Optimiz. A título informativo se han comparado en este caso los factores de potencia medidos en la barra principal de 60 kV de la S/E de Piura, antes y después de la implementación de la compensación adicional.

Base Optimiz Base Optimiz Base Optimiz Base Optimiz Base Optimiz Base Optimiz0.89257 0.94976 0.92831 0.96084 0.92831 0.97192 0.89271 0.9587 0.93262 0.97406 0.92428 0.96394

Factor de Potencia en la S/E de PIURA_OESTE - Medición en la Barra de 60kV (SEPO60)Es07x Es07a Av07m Av07x Av07x Es07n

ZORRITOS – CostaNorte: S/E Tumbes



10.00 0.74 0.74 1x0.74

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones de frente a la contingencia del generador de TALA13 (Malacas G4 con ≈ 80 MW de producción). Se destaca que para subsanar el déficit de la potencia activa que se produce en la zona Norte por la contingencia en la central de Malacas resulta necesaria una reserva caliente, de solo potencia activa, equivalente a 50 MW desde la barra de Chimbote hacia el Norte. Estos resultados no tienen en cuenta la operación con la interconexión hacia Ecuador en servicio. En los escenarios de los años sucesivos del estudio resultan los siguientes requerimientos y, donde en algunos de ellos se ha activado la interconexión hacia Ecuador:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

60.00 3x1.80 3x1.80 3x1.80

10.00 3x0.90 3x0.90 3x0.90

Del análisis con la interconexión hacia el Ecuador activa resultan necesarios bancos adicionales sobre el 10 y el 60 kV de la S/E de Tumbes, siempre para hacer frente a la contingencia del generador de TALA13, además en estas condiciones se debe prever una reserva caliente, de solo potencia activa, equivalente a 50 MW desde la barra de Chiclayo Oeste hacia el Norte. Sobre la base de los resultados obtenidos se recomienda de realizar la inversión completa sobre el 10 kV que resulta al 2008 o bien a partir del año/periodo en el que la interconexión hacia el Ecuador resultará operativa.

GUADALUPE – CostaNorte: S/E Cajamarca Norte



10.00 0.45 1x0.45

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones de frente a la contingencia de la línea a 60 kV entre la S/E de Gallito Ciego y la S/E de Cajamarca solo a partir del periodo de Estiaje del 2009 debido al aumento de la carga en la zona. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la cual se debe incrementar debido al ulterior el aumento de la carga en la zona:


Vn 2010

kV MVAr

10.00 3x0.45

Dado la entidad de los bancos se recomienda de anticipar y realizar la inversión completa resultante al 2010 ya al final del periodo Avenida del 2009.

SANTA ROSA – CostaCentro: S/E Tacna



10.00 1x15.00 6.00 12.00 6.00 6.00 2x6.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) y, dada la localización de esta compensación y en los estados de carga en que se requiere, el condicionamiento con mayor peso es seguramente el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima. Se observa también de estos resultados, como en el caso de Avenida aparece un requerimiento adicional mayor respecto al Estiaje, debido a que en Avenida la generación térmica en la vecindad de Lima es menor. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la cual al 2008 es igual a la resultante en la Avenida del 2007, mientras al 2009 y 2010 resulta necesaria solo mitad:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

10.00 2x6.00 1x6.00 1x6.00

De los resultados se observa que los 2 bancos de 6 Mvar se requieren solo durante el pico de carga de Avenida y en los años 2007 y 2008 para satisfacer la restricción del factor de potencia, se recomienda por lo tanto de iniciar con la inversión de 1x6.00 Mvar.

SANTA ROSA, S/E Santa Rosa



2x4.80 4.80 4.80 4.80 4.80 2x2.40

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) y, dada la localización de esta compensación y en los estados de carga en que se requiere, el condicionamiento con mayor peso es seguramente el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la misma que la resultante al 2007, se incrementa al final del 2010:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

2x2.40 2x2.40 3x2.40

De los resultados se observa que solo en el Estiaje del 2010 en el pico de carga resulta necesario incrementar a 3 los bancos, se recomienda por lo tanto de iniciar con la inversión indicada al 2007.


SANTA ROSA, S/E Puente



! 9.00 9.00 9.00 12.00 4x3.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) y, dada la localización de esta compensación y en los estados de carga en que se requiere, el condicionamiento con mayor peso es seguramente el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la misma que la resultante al 2007:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

! 4x3.00 4x3.00 4x3.00

Se recomienda de aplicar la inversión indicada al 2007.

SANTA ROSA, S/E Ingenieros



" ! 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

" ! 1x1.20 1x1.20 1x1.20


SANTA ROSA, S/E Jicamarca



# 2.00 2.00 1x2.00



Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

# 1x2.00 1x2.00 1x2.00


SANTA ROSA, S/E Cantogrande



" $ 2x4.80 4.80 4.80 2x2.40


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

" $ 2x2.40 2x2.40 2x2.40


SANTA ROSA, S/E Monterrico



% ! &' 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90

% ! 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

% ! &' 2x0.90 2x0.90 2x0.90

% ! 1x0.60 1x0.60 1x0.60


BARSI; S/E Santa Marina



% 2.00 4.00 2.00 4.00 2x2.00



Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

% 2x2.00 2x2.00 2x2.00


BARSI; S/E Pershing



( " 8x1.80 1.80 2x0.90


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

( " 2x0.90 2x0.90 2x0.90


BARSI; S/E Industriales



$ ) 0.60 0.60 0.60 0.60 1x0.60

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) y, dada la localización de esta compensación y en los estados de carga en que se requiere, el condicionamiento con mayor peso es seguramente el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, se observa un incremento de compensación al 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

$ ) 3x0.60 3x0.60 4x0.60

Dado que al 2008 se requieren 3 bancos se recomienda de anticipar esta inversión al 2007, si bien al 2009 el requerimiento disminuye, al 2010 resulta necesario un 1 banco adicional respecto al 2008. Dada la entidad de la compensación (0.90 Mvar), y la variación que presenta en esta S/E, aparece como factible de localizar en otra S/E este adicional del 2010.


BALNEARIOS, S/E Neyra



* ! 1x10.0 3.00 3.00 3.00 3.00 1x3.00


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

* ! 1x3.00 1x3.00 1x3.00


BALNEARIOS, S/E Limatambo



! 1x8.00 3.00 3.00 3.00 3.00 1x3.00


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

! 1x3.00 1x3.00 1x3.00


BALNEARIOS, S/E Balnearios



$ ! 0.90 0.90 0.90 0.90 1x0.90

+ ) ! 1x6.0 + 1x4.0 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) y, dada la localización de esta compensación y en los estados de carga en que se requiere, el condicionamiento con mayor peso es seguramente el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima.


En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la misma que la resultante al 2007:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

$ ! 1x0.90 1x0.90 1x0.90

+ ) ! 2x0.90 2x0.90 2x0.90


BALNEARIOS, S/E Cuartel Ejército



) ! 0.74 0.74 0.74 0.74 1x0.74


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

) ! 1x0.74 1x0.74 1x0.74


CHAVARRÍA, S/E Huaral



) 2x1.80 0.74 1x0.74

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) y, dada la localización de esta compensación y en los estados de carga en que se requiere, el condicionamiento con mayor peso es seguramente el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, se observa en el 2009 un incremento en la compensación sobre el 10 KV y requerida también sobre el 60 kV:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

) 1x0.74 2x0.74 1x0.74

) , 1x3.00 1x3.00

Se observa que sobre el 10 kV solo en el 2009 se requiere un banco adicional, se recomienda por lo tanto de aplicar la inversión indicada al 2007 y eventualmente verificar en el futuro la necesidad de instalar otros bancos sobre este nivel de tensión, teniendo en cuenta que a partir del 2009 se propone una instalación sobre el 60 kV.


CHAVARRÍA, S/E Pando



$ 3x1.80 1.48 2x0.74


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

$ 2x0.74 2x0.74 2x0.74


CHAVARRÍA, S/E Infantas



- 1x4.80 1.80 2x0.90


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

- 2x0.90 2x0.90 2x0.90


CHAVARRÍA, S/E Caudivilla



$ . )) 1x4.80 1.48 2x0.74



Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

$ . )) 2x0.74 2x0.74 2x0.74


CHAVARRÍIA, S/E Mirones



% 2x4.80 2.40 4.80 2x2.40


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

% 2x2.40 2x2.40 2x2.40


CHAVARRÍA, S/E Chavarría



( . / 24.0 24.0 3x8.00


Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

( . / 3x8.00 3x8.00 3x8.00

Se recomienda de aplicar la inversión indicada al 2007, si bien la compensación requerida es siempre 24 Mvar se ha optado por un esquema de 3 bancos maniobriables para dar una mayor flexibilidad durante la operación, ya que al nivel de 10 kV los costos de inversión entre un módulo de 1x24.0 Mvar o 3x8.0 Mvar son comparables.


SAN JUAN, S/E Bujama



+ ! , 4.00 6.00 6.00 4.00 6.00 6.00 3x2.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) manteniendo la tensión en los límites requeridos (± 5 %) para esta zona mas alejada de San Juan. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la misma que la resultante al 2007:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

+ ! , 3x2.00 3x2.00 3x2.00


Nota: Se destaca que ésta es la compensación necesaria si la línea a 60 kV desde la S/E de Chilca hasta Bujama está en servicio. De no ser así resultaría necesario implementar compensación adicional por ejemplo: 2 bancos de 3 MVAr en la barra de San Bartolo 10 kV, 2 bancos de 3 MVAr en la barra A de Bujama 10 kV y 3 MVAr adicionales a los 3 MVAr existentes en la barra B de Bujama 10 kV.

SAN JUAN, S/E Lurin



! 2.40 4.80 2x2.40

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en la línea a 60 kV entre la S/E de San Juan y la S/E de Lurin. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, para el nivel de 10 kV es la misma que la resultante al 2007, mientras se requiere al 2010 compensación en el lado a 60 kV:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

! 4x1.20 4x1.20 4x1.20

! , 1x2.40

De los resultados para los años sucesivos se recomienda adoptar para el nivel a 10 kV el esquema de 4x1.20 Mvar para obtener una mayor flexibilidad en la operación.


INDEPENDENCIA, S/E Tambo de Mora



$ % % , 3.60 3.60 3.60 4.80 4x1.20

$ % % 1.20 1.20 1.20 1.80 3x0.60

Prácticamente toda la compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). Alrededor de un 20 % de la compensación sobre el nivel de 60 kV se requiere en la condición N-1 cuando se produce la contingencia en la línea a 60 kV entre la S/E de Independencia y la S/E de Pueblo Nuevo (CHINCHA). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, para el nivel de 10 kV se observa un incremento al 2010, mientras se requiere solo al 2009 (durante el pico de carga) una mayor compensación en el lado a 60 kV, probablemente las expansiones topológicas y de generación que aparecen al 2010 hacen innecesario este incremento de capacitores:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

$ % % , 4x1.20 5x1.20 4x1.20

$ % % 3x0.60 3x0.60 4x0.60

Se recomienda de aplicar la inversión indicada al 2007 y aceptar eventualmente para el año 2009 que las tensiones caigan fuera de los límites impuestos si se presentara la contingencia de esa línea durante el pico de carga del sistema. En el nivel de 10 kV al 2010 se implementa el banco adicional requerido.

INDEPENDENCIA, S/E Pedregal



$ " ) % , 2.40 2.40 1x2.40

$ " ) % 3.60 5.40 3x1.80

Prácticamente toda la compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). Alrededor de un 10 % de la compensación sobre el nivel de 10 kV y un 35 % sobre el nivel de 60 kV se requiere en la condición N-1 cuando se produce la contingencia en la línea a 60 kV entre la S/E de Independencia y la S/E de Pueblo Nuevo (CHINCHA). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, para el nivel de 10 kV es la misma que la resultante al 2007, mientras se requiere a partir del 2009 una mayor compensación en el lado a 60 kV:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

$ " ) % , 1x2.40 2x2.40 2x2.40

$ " ) % 3x1.80 3x1.80 3x1.80

Se recomienda de aplicar la inversión indicada al 2007 e duplicar los bancos al 2009.


INDEPENDENCIA, S/E Chincha



( ( % 0.90 1.80 2x0.90

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en la línea a 60 kV entre la S/E de Independencia y la S/E de Pueblo Nuevo (CHINCHA). En las figuras siguientes se ilustran con un diagrama unifilar de la zona de Independencia el estado de operación que se alcanza cuando se aplica la contingencia citada (evidenciada en rojo), para el escenario de Avenida 2008 en el pico de carga. Se observan las tensiones de estado estacionario en el caso sin y con el Plan de compensación implementado en las S/E alimentadas desde la barra principal de Independencia. En la Figura 4 se observan en el nivel de 60 kV valores inaceptables de tensión, mientras en la Figura 5 donde se ha implementado el Plan, las tensiones en todas las barras se mantienen dentro de los límites impuestos (± 10 %).

0.000.000.00

0.000.000.00

-13.24-6.0229.56

-13.24-6.0229.56

3.491.4184.21

-3.46-1.2284.21

-3.46-1.2284.21

5.292.26

102.85

-5.24-1.84

102.85

-5.24-1.84

102.85

13.246.02

122.87

-13.11-4.61

122.87

-13.11-4.61

122.87

6.352.77

117.71

-6.29-2.21

117.71

-6.29-2.21

117.71

6.352.77

117.71

-6.29-2.21

117.71

-6.29-2.21

117.71

-5.29-2.2611.94

3.461.22

5.241.84

13.114.61

12.594.42

-3.49-1.416.99

41.3824.7575.47

0.000.000.00

-12.70-5.5327.34

CARME109.940.99

-14.35

TMORA10

9.440.94

-19.66

PEDRE10 8.690.87

129.88

CHINCH109.900.99

-18.16

CARME6051.820.86

138.06

TMORA60

46.320.77

134.06

PEDRE6047.340.79

134.90

CHIN6048.770.81

135.93

IND6061.651.03

143.47

Figura 4: Tensiones con contingencia línea Independencia - Pueblo Nuevo, sin Plan


C_TMORA10

-0.00-1.85

C_PEDRE10

-0.00-5.31

C_CHINCH10

-0.00-1.86

C_TMORA60

-0.00-3.95

C_PEDRE60

0.00-1.97

0.000.000.00

0.000.000.00

-13.211.6923.56

-13.211.6923.56

3.491.4077.80

-3.46-1.2277.80

-3.46-1.2277.80

5.280.3380.53

-5.240.0180.53

-5.240.0180.53

13.210.2897.17

-13.110.7097.17

-13.110.7097.17

6.351.77

100.53

-6.29-1.28

100.53

-6.29-1.28

100.53

6.351.77

100.53

-6.29-1.28

100.53

-6.29-1.28

100.53

-5.283.6211.50

3.461.22

5.241.84

13.114.61

12.584.41

-3.49-1.406.45

39.175.7161.68

0.000.000.00

-12.69-3.5423.35

CARME1010.071.01

-15.66

TMORA10

10.131.01

-22.05

PEDRE10 9.920.99

128.48

CHINCH1010.171.02

-19.70

CARME6056.060.93

136.69

TMORA60

54.420.91

131.35

PEDRE6054.390.91

132.60

CHIN6054.310.91

134.28

IND6061.801.03

143.65

Figura 5: Tensiones con contingencia línea Independencia - Pueblo Nuevo, con Plan

En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla. La compensación requerida aumenta en el curso de los años en la medida que aumenta la demanda en la zona:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

( ( % , 3x0.90 5x0.90 6x0.90

Se recomienda de aplicar la inversión indicada para el año 2008 e incrementar los bancos a partir del 2009.

C.ARMIÑO, S/E Ayacucho



* ( 2.40 2.40 2x1.20

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la misma que la resultante al 2007 en el nivel de 10 kV, al 2010 se requiere también en el nivel de 69 kV debido al incremento de la demanda en la zona:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

* ( 2x1.20 2x1.20 2x1.20

* ( , 0 1x1.48

Se recomienda de aplicar la inversión indicada al 2007, y la correspondiente al 2010 en el nivel de 69 kV.


C.ARMIÑO, S/E Cangallo



" )) , 0 1.80 0.90 1.80 2x0.90

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la misma que la resultante al 2007:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

" )) 2x0.90 2x0.90 2x0.90


MARCONA, S/E S.E. Mina



% , 3.00 6.00 6.00 6.00 6.00 6.00 2x3.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa de 1 banco ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

% , 3x3.00 3x3.00 3x3.00

De estos resultados y en base a los costos de los equipos se recomienda de aplicar ya en el 2007 la inversión indicada para el 2008.

MARCONA, S/E Marcona



% , 5.00 5.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa de 1 banco ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

% , 3x5.00 3x5.00 3x5.00

De estos resultados y en base a los costos de los equipos se recomienda de aplicar ya en el 2007 la inversión indicada para el 2008.


UCHUCHACUA, S/E Uchuchacua



( ( ' ' 2.40 2.40 3.60 2.40 3x1.20

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

( ( ' ' 2x2.40 3x2.40 3x2.40

De estos resultados y en base a la tecnología y los costos de los equipos se recomienda de aplicar para el 2007 la inversión resultante para el 2008 y luego a partir del 2009 incrementar en 1 banco el instalado.

OROYA NUOVA,S/E Torre N° 8



1 2 1.20 1.20 1x1.20

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en la línea a 50 kV entre la S/E de Planta de Zinc (FUNDIC) y la S/E de TORRE N°8 (COTRE50). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

1 2 2x1.20 2x1.20 3x1.20

De estos resultados y en base a la tecnología y los costos de los equipos se recomienda de aplicar para el 2007 la inversión resultante para el año 2009.

OROYA NUEVA, S/E Oroya Nueva



* . 3 2x9.60 20.00 20.00 20.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en el Transformador 220/50/13.8 kV de Oroya Nueva. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

* . 3 4x5.00 6x5.00 8x5.00


Se destaca que los estudios desarrollados proponen un dispositivo SVC en la S/E de Carhuamayo 50 kV a partir del Estiaje del 2007 y por ello los requerimientos de compensación en la S/E de Oroya Nueva se reducen respecto del requerimiento en Avenida 2007. No obstante ello, dado que en el 2008 resultan necesarios 4 bancos de 5 Mvar se recomienda de iniciar ya en el 2007 con la inversión requerida para el 2008 y luego incrementar los bancos en la medida que se indica para los años sucesivos.

TINGO MARÍA, S/E Tingo María



" % / 1x2.00 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 1x0.90

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en el Transformador 220/138/10 kV de Tingo María. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

" % / 3x0.90 3x0.90 3x0.90

De estos resultados y en base a la tecnología y los costos de los equipos se recomienda de aplicar para el 2007 la inversión resultante para el año 2008.

TINGO MARÍA, S/E Aucayacu



* , 2.00 2.00 2x1.00

* &&0 2.00 1.00 2.00 2x1.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en el Transformador 220/138/10 kV de Tingo María. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación en el nivel de 60 kV se incrementa en el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

* , 3x1.00 2x1.00 2x1.00

* &&0 2x1.00 2x1.00 2x1.00

De los resultados obtenidos se observa que solo en el periodo de Avenida 2008 durante el pico de carga se requiere 1 banco adicional en el nivel de 60 kV, dada la probabilidad de ocurrencia de la contingencia se puede asumir el riesgo, y por ello se recomienda realizar para todos los años la inversión que resulta en el 2007, considerando además un esquema para el nivel de 60 kV del tipo 1x2.00 Mvar.


TINGO MARIA, S/E Tocache



( &' 1.00 1.00 1x1.00

( 0.45 0.45 0.45 0.45 1x0.45

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N-1 de red cuando se produce la contingencia en el Transformador 220/138/10 kV de Tingo María. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, es la misma que la resultante al 2007:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

* , 1x1.00 1x1.00 1x1.00

* &&0 1x0.45 1x0.45 1x0.45

Se recomienda de aplicar la inversión resultante para el año 2007.

SOCABAYA 138, S/E Parque Industrial Arequipa



4 $ ) 4 5 ' ' 4.00 4.00 4.00 4.00 2x2.00

4 $ ) 4 5 5.00 10.00 10.00 5.00 10.00 10.00 2x5.00

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, para el nivel de tensión a 33 kV la compensación se incrementa ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

4 $ ) 4 5 ' ' 3x2.00 3x2.00 5x2.00

4 $ ) 4 5 2x5.00 3x5.00 3x5.00

De estos resultados y en base a la tecnología y los costos de los equipos se recomienda de aplicar para el 2007 la inversión resultante para el 2009 en el nivel de 10 kV, mientras para el nivel 33 kV conviene implementar al 2007 la compensación resultante al 2008 e incrementar en 2 bancos el instalado al 2010.

SOCABAYA 138, S/E Chilina



( ) ' ' 5.00 15.00 10.00 15.00 3x5.00

La compensación requerida resulta en parte necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base), y otra parte se requiere durante la condición N-1 cuando se produce la contingencia en la línea a 138 kV entre la S/E de Santuario y la S/E de Chilina. La parte de compensación requerida en cada condición de red (N y N-1) depende de la demanda en la zona, durante el pico de carga un 80 % de la compensación resultante es


debida a la contingencia mencionada, mientras en un estado de carga medio la compensación resultante es debida en partes iguales a las restricciones en los estados N y N-1. En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa en el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

( ) ' ' 4x5.00 3x5.00 3x5.00

De los resultados obtenidos se observa que solo en el periodo de Avenida 2008 durante el pico de carga se requiere 1 banco adicional en el nivel de 33 kV, dada la probabilidad de ocurrencia de la contingencia en el estado de carga mencionado se puede asumir el riesgo, por ello se recomienda realizar para todos los años la inversión que resulta en el 2007.

SOCABAYA 138, S/E Aceros Arequipa



4 5 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 2x0.90

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación se incrementa ya desde el 2008:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

4 5 3x0.90 3x0.90 3x0.90

De estos resultados y en base a la tecnología y los costos de los equipos al nivel de 10 kV, se recomienda de aplicar para el 2007 la inversión que resulta para el 2008.

ICA, S/E Villacuri



6 )) % , 2.40 1x2.40

6 )) % 1.20 1.20 1.20 1.20 1x1.20

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base). En los restantes años de estudio la compensación requerida es la indicada en la siguiente tabla, la compensación para el nivel a 10 kV se incrementa ya desde el 2008 en la medida que se incrementa la demanda en la zona:

Vn 2008 2009 2010

kV MVAr MVAr MVAr

6 )) % , 1x2.40 1x2.40 1x2.40

6 )) % 2x1.20 3x1.20 4x1.20

De estos resultados y en base a la tecnología y los costos de los equipos al nivel de 10 kV, se recomienda de aplicar para el 2007 la inversión que resulta para el 2009.


CHIMBOTE, S/E Chimbote Norte



( ' 2 0.90 1x0.90

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) al año 2010. Se recomienda de aplicar la inversión que resulta en el 2010.

HUAYUCACHI, S/E Jauja



# ' & 1.20 1x1.20

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) al año 2010. Se recomienda de aplicar la inversión que resulta en el 2010.

CHILLÓN, S/E Chillón



( ))7 8 9 , 19.2 2x9.60

La compensación requerida resulta necesaria para satisfacer las restricciones impuestas en la condición N de red (caso Base) al año 2010, el condicionamiento con mayor peso es el del factor de potencia medido a 220 kV de los transformadores de la zona de Lima que requiere mayor compensación en la medida que aumenta la demanda en la zona. Se recomienda de aplicar la inversión que resulta en el 2010.

CARHUAMAYO, S/E Carhuamayo En la S/E de Carhuamayo controlando la tensión de la barra a 50 kV se ha propuesto un dispositivo SVC de una potencia -20/+30 Mvar. A los efectos del análisis este dispositivo se ha considerado en servicio a partir del periodo de Estiaje del 2007. La localización del dispositivo ha resultado de una serie de simulaciones en estado estacionario en condiciones de red N y N-1 realizadas en la zona de Sierra Centro. El análisis ha considerado diferentes ubicaciones del dispositivo cubriendo las S/E que van desde Oroya Nueva hasta la S/E de Tingo María. Los beneficios obtenidos desde el punto de vista del control de tensión y de las posibilidades de intercambiar la potencia producida/absorbida en la zona, aún en condiciones de contingencia N-1, han indicado como más conveniente la barra a 50 kV de la S/E de Carhuamayo.

3.2.3.6 Resumen final del Plan de equipamientos para el periodo de estudio En base al detalle por S/E desarrollado en el capitulo precedente en el cual se han tenido en cuenta: los resultados de la optimización, como se reporta en 3.2.3.1; 3.2.3.2, 3.2.3.3 y en 3.2.3.4 y los aspectos técnicos - económicos de los equipos, se presenta un resumen del Plan de equipamientos para la compensación de la potencia reactiva en cada uno de los años del


estudio. La Tabla 23 ilustra para cada S/E la nueva compensación o la adicional a la existente y el esquema de bancos más conveniente para los años 2007, 2008, 2009 y 2010. En la columna correspondiente al año 2007 se presentan algunas celdas evidenciadas en color para indicar que los Mvar han sido modificados respecto a los resultados de la optimización en función de la inversión más conveniente, donde en general por una cuestión técnico-económica se han anticipado algunas de las inversiones previstas para los años 2008 y 2009.

S/E_Barras Grid Vn PIURA_OESTE CostaNorte kV MVAr #xMVAr MVAr tot. #xMVAr ∆ MVAr tot. #xMVAr ∆ MVAr tot. #xMVAr ∆ MVAr tot. #xMVAr

PAITA60 CostaNorte 60.00 3.60 2x1.80PAITA10 CostaNorte 10.00 0.90 1x0.90 4.00 2x2.00

GUADALUPE CostaNorteCAJAM10 ) * ! - ! - CostaNorte 10.00 0.45 1x0.45 0.90 3x0.45

ZORRITOS CostaNorteTUMB60 CostaNorte 60.00 5.40 3x1.80TUMB10 CostaNorte 10.00 2.70 3x0.90

SANTA ROSA CostaCentroTACN10 CostaCentro 10.00 14.40 3x4.80 6.00 1x6.00SROS10 CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 2x2.40 2.40 3x2.40PUEN10B CostaCentro 10.00 12.00 4x3.00INGEN10 !" CostaCentro 10.00 1.20 1x1.20JICA10 # CostaCentro 10.00 2.00 1x2.00CANTO10 " $ CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 2x2.40MRICO23 % SierraCentro 23.00 1.80 2x0.90MRICO10 % SierraCentro 10.00 0.60 1x0.60

BARSI CostaCentroSMARI10 % CostaCentro 10.00 4.00 2x2.00PERSH10 & " CostaCentro 10.00 14.40 8x1.80 1.80 2x0.90INDUS10 !$ CostaCentro 10.00 1.80 3x0.60 0.60 4x0.60

BALNEARIO CostaCentroNEYRA10 ' CostaCentro 10.00 10.00 1x10.00 3.00 1x3.00LIMA10 CostaCentro 10.00 8.00 1x8.00 3.00 1x3.00EMUSA10 ( CostaCentro 10.00 0.90 1x0.90BAL10 ( CostaCentro 10.00 6.00 1x6.00 1.80 2x0.90EP10 ) CostaCentro 10.00 0.74 1x0.74

CHAVARRIA CostaCentroHUARAL60 * CostaCentro 60.00 3.00 1x3.00HUARL10 * CostaCentro 10.00 3.60 2x1.80 0.74 1x0.74PANDO10 $ CostaCentro 10.00 5.40 3x1.80 1.48 2x0.74INFAN10 !+ CostaCentro 10.00 4.80 1x4.80 1.80 2x0.90CAUDI10 $ , CostaCentro 10.00 1.48 2x0.74MIRON10 % CostaCentro 10.00 9.60 2x4.80 4.80 2x2.40CHAVA10 & , CostaCentro 10.00 24.00 3x8.00

SAN JUAN CostaCentroMALA60 ( ) CostaCentro 60.00 6.00 3x2.00LURI60 CostaCentro 60.00 2.40 1x2.40LURI10 CostaCentro 10.00 4.80 4x1.20

INDEPENDENCIA SierraCentroTMORA60 $ % % ! SierraCentro 60.00 4.80 4x1.20TMORA10 $ % % ! SierraCentro 10.00 1.80 3x0.60 0.60 4x0.60PEDRE60 $ " % ! SierraCentro 60.00 2.40 1x2.40 2.40 2x2.40PEDRE10 $ " % ! SierraCentro 10.00 5.40 3x1.80CHINCH10 & & % ! SierraCentro 10.00 2.70 3x0.90 1.80 5x0.90 0.90 6x0.90

CARMIÑO SierraCentroAYA60 - ' & SierraCentro 69.00 1.48 1x1.48AYA10 - ' & SierraCentro 10.00 2.40 2x1.20CANG60 " SierraCentro 69.00 1.80 2x0.90

MARCONA SierraCentroSHOUG60 . .% * - SierraCentro 60.00 9.00 3x3.00MARC60 % CostaCentro 60.00 15.00 3x5.00

UCHUCHACUA SierraCentroUCHU33 & & * - SierraCentro 33.00 4.80 2x2.40 2.40 3x2.40

OROYA NUOVA SierraCentroTORRE8 / 0 - SierraCentro 10.00 2.40 2x1.20 1.20 3x1.20ONU50 ' , - SierraCentro 50.00 19.20 2x9.60 20.00 4x5.00 10.00 6x5.00 10.00 8x5.00

TINGO MARIA SierraCentroTMARI10 " % 1 2 SierraCentro 10.00 2.00 1x2.00 2.70 3x0.90AUCA60 - ' SierraCentro 60.00 2.00 1x2.00AUCA23 - ' SierraCentro 22.90 2.00 2x1.00TOCA23 & SierraCentro 23.00 1.00 1x1.00TOCA10 & SierraCentro 10.00 0.45 1x0.45

SOCABAYA 138 CostaSurPQIB10 3 !$ .- 3 - CostaSur 10.00 15.00 3x5.00PQIB33 3 !$ .- 3 - CostaSur 33.00 6.00 3x2.00 4.00 5x2.00CHIB33 & - CostaSur 33.00 15.00 3x5.00ACERS10 - - 3 - CostaSur 10.00 2.70 3x0.90

ICA SierraCentroVILLAC60 4 % ! SierraCentro 60.00 2.40 1x2.40VILLAC10 4 % ! SierraCentro 10.00 3.60 3x1.20 1.20 4x1.20

CHIMBOTE CostaNorteCHIN13 & * ! - ! - CostaNorte 13.80 0.90 1x0.90

HUAYUCACHI SierraCentroJAUJA13 # ) SierraCentro 13.20 1.20 1x1.20

CHILLON CostaCentroChillon60 & CostaCentro 60.00 19.20 2x9.60

230.99 5.40 20.05 25.68Nota: los Mvar de las celdas evidenciadas en color para el año 2007 se han modificado respecto a los resultados del estudio

Propuesta al 2010Esistente Propuesta al 2007 Propuesta al 2008 Propuesta al 2009

Tabla 23: Resumen Final del Plan de Equipamientos para el perido de estudio


3.2.4 Sensibilidad con el cambio del factor de potencia El objetivo de estos análisis es el de verificar que impacto tiene sobre el Plan de Equipamientos propuesto cuando se modifican los factores de potencia en juego. Para ello se han aplicado dos enfoques:

Efecto de la compensación distribuida en los nodos de 10kV Efecto del factor de potencia medidas sobre las consignas en 220kV

3.2.4.1 Efecto de la compensación distribuida en los nodos de Baja Tensión El análisis tiene como objetivo el de verificar el impacto sobre el Plan de compensación propuesto, cuando el factor de potencia de la carga se mejora hacia un cos FI mínimo dado, con la finalidad de alcanzar en los puntos de consigna a 220 kV las restricciones impuestas. Dada la complejidad de esta verificación, se ha optado por considerar la sensibilidad en un escenario (caso Av08x_EC Avenida 2008 carga máxima con interconexión al Ecuador en servicio), y efectuar las modificaciones del factor de potencia sobre un subsistema del SEIN en la zona de Lima a modo de ejemplo, para lo cual se han seleccionado las cargas bajo los transformadores 220/60 kV de las S/E Chillón, Chavarría y Barsi, que están a su vez interconectadas también en el nivel de 60 kV y presentan las siguientes características:

Pload Qload cos FI Shunt Exist. Q'load Comp. cos FI Comp. Qload >=0.95 Qload >=0.96 Qload >=0.97 Qload >=0.98

Vn kV MW MVAr MVAr MVAr MVAr MVAr MVAr MVAr

ANCON10 10.0 3.470 1.140 0.950 1.140 0.950 1.140 1.012 0.870 0.705

ZAPALL10 10.0 10.670 7.980 0.801 -4.20 3.780 0.943 7.757 7.312 6.874 6.367

VENTA10 10.0 15.070 4.450 0.959 -3.60 0.850 0.998 4.450 4.450 4.450 4.450

PPIED10 10.0 20.140 7.110 0.943 7.110 0.943 6.713 5.874 5.048 4.090

IPEN10 10.0 0.150 0.010 0.998 0.010 0.998 0.010 0.010 0.010 0.010

TVALLE10 10.0 49.110 19.410 0.930 -7.20 12.210 0.970 19.410 19.410 19.410 17.172

PACIF10 10.0 9.940 6.070 0.853 6.070 0.853 3.313 2.899 2.491 2.018

OQUEN10 10.0 28.580 9.590 0.948 -4.80 4.790 0.986 9.590 9.590 9.590 9.590

NARA10 10.0 40.720 19.490 0.902 19.490 0.902 13.573 11.877 10.205 8.269

INFAN10 10.0 36.600 17.100 0.906 -4.80 12.300 0.948 17.000 15.475 13.973 12.232

PANDO10 10.0 45.410 13.420 0.959 -7.80 5.620 0.992 13.420 13.420 13.420 13.420

MIRON10 10.0 66.450 20.390 0.956 -12.00 8.390 0.992 20.390 20.390 20.390 20.390

CHAVA10 10.0 64.930 26.870 0.924 -24.00 2.870 0.999 26.870 26.870 26.870 26.870

HUARL10 10.0 12.080 4.260 0.943 -3.60 0.660 0.999 4.260 4.260 4.260 4.260

CHAN10 10.0 6.550 2.290 0.944 -3.60 -1.310 0.981 2.290 2.290 2.290 2.290

HUAND10 10.0 2.230 1.040 0.906 1.040 0.906 0.743 0.650 0.559 0.453

HUAND23 23.0 8.910 4.160 0.906 4.160 0.906 2.970 2.599 2.233 1.809

CHILLON23 23.0 1.760 0.750 0.920 0.750 0.920 0.587 0.513 0.441 0.357

CHILLON10 10.0 0.440 0.190 0.918 0.190 0.918 0.147 0.128 0.110 0.089

CAUDI10 10.0 32.650 11.740 0.941 11.740 0.941 10.883 9.523 8.183 6.630

PERSH10 10.0 48.460 23.060 0.903 -14.40 8.660 0.984 23.060 23.060 23.060 23.060

SMARI10 10.0 37.650 13.660 0.940 -4.00 9.660 0.969 13.660 13.660 13.436 11.645

SIMA10 10.0 2.090 0.150 0.997 0.150 0.997 0.150 0.150 0.150 0.150

MARAN10 10.0 41.180 13.820 0.948 -7.20 6.620 0.987 13.820 13.820 13.820 13.820

ENAPU10 10.0 1.330 0.170 0.992 0.170 0.992 0.170 0.170 0.170 0.170

INDUS10 10.0 11.700 4.360 0.937 -1.80 2.560 0.977 4.360 4.360 4.360 4.176

BARSI10 10.0 28.290 8.470 0.958 8.470 0.958 8.470 8.251 7.090 5.745

Total en Mvar 241.150 -103.000 138.150 229.207 222.024 213.763 200.236

Reducción en Mvar -11.943 -19.126 -27.387 -40.914

name

Carga escenario Avenida 2008 Máxima

Tabla 24: Características de la carga bajo las S/E Chillón, Chavarría y Barsi – Av08x_EC

La Tabla 24 reporta las barras con carga bajo las S/E mencionadas, así como la compensación existente (sin el Plan de expansión). Se observa el factor de potencia de la carga representada en la Base de datos y la que resulta en los terminales de consigna (lado 10 kV de baja de los transformadores), cuando se consideran los capacitores existentes en ese lado del transformador. Esta carga compensada es la que se ha utilizado para hacer los análisis (columnas Q’load Comp. y cos FI Comp.). Suponiendo que los distribuidores compensan estas cargas en 10 kV en una cantidad tal que permita alcanzar los cos FI igual o mayor a 0.95, 0.96, 0.97 y 0.98 respectivamente, la Tabla 24 reporta estos nuevos valores de Qload que sumados a la posible compensación shunt existente logren los factores de potencia


mencionados. Para cada uno de estos valores se verifica el impacto de esta nueva carga sobre los factores de potencia en los arrollamientos de Alta Tensión de los transformadores de Chillón, Chavarría y Barsi. La Figura 6 muestra con mayor claridad el criterio que se está aplicando para realizar este análisis de sensibilidad. Se observan en la figura dos condiciones de flujos y tensiones para las mismas subestaciones (Infantas y Naranjal), en la figura sobre la izquierda se representa el caso de referencia con las cargas según se informó en la Base de Datos (ver la Tabla 24 donde se resaltan las dos S/E), en la figura de la derecha se muestra la condición una vez que se han compensado las cargas para alcanzar un cos FI ≈ 0.98 medido en el arrollamiento de baja (10 kV en este caso) de los transformadores de consigna.

Cargas compensadas para cos FI ≈ 0.98 medidoen el lado de baja de los transformadores de distribución

Cargas según la información implementada en la Base de Datos (caso de referencia Av08x_EC)

Figura 6: Comparación entre las cargas en el caso Base y compensadas para cos FI ≈≈≈≈ 0.98

Se debe remarcar que el Plan propuesto, según fue expuesto en la introducción al capítulo 3.2.3 5, es el resultado de aplicar las restricciones impuestas. Por lo tanto se puede afirmar (ver resultados en Tabla 16), que la compensación requerida para satisfacer las restricciones mencionadas sobre los transformadores de Chillón, Chavarría y Barsi, da origen a una compensación capacitiva adicional de ≈ 30 Mvar, en las siguientes barras aguas abajo:

Grid Vn Av08x( - ! CostaCentro kV tot MVAr & " CostaCentro 10.00 1.80!$ CostaCentro 10.00 1.80 * - 4 - !- CostaCentro% CostaCentro 10.00 2.40 & , CostaCentro 10.00 24.00

30.00 La Tabla 25 compara el factor de potencia presente en los arrollamientos de Alta Tensión de los transformadores antes (Load Base no Plan en SEIN) y después de la optimización completa del SEIN (como en la Tabla 16, Load Base Plan total en SEIN), con el factor de potencia que resulta cuando en los subsistemas de Chillón, Chavarría y Barsi se remueve la compensación adicional del Plan Optimizado que se muestra en la tabla precedente de las S/E de Barsi y Chavarría (alrededor de 30 Mvar dispuestos en pocas barras en modo óptimo). De la última columna de la Tabla 25 se evidencia que el factor de potencia se ha degradado solamente sobre las barras de las S/E de Chillón, Chavarría y Barsi, como era de esperar, puesto que para el resto de las subestaciones corresponde al caso optimizado. Nótese además que ha habido una ligera degradación aún respecto del Caso Base del factor de potencia, lo cual se debe a que las tensiones de consigna de los generadores corresponden al

5: El factor de potencia medido en el arrollamiento de Alta Tensión de los siguientes transformadores en la zona de Lima se fija

por el valor que resulta de la relación Qtran Ptran/3.


Plan Optimizado, y las tensiones en el subsistema bajo estudio son ahora levemente menores, demandando una corriente mayor para abastecer la demanda lo que ocasiona mayores pérdidas reactivas.

HV-Side MV-Side LV-Side Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos FiBusbar Busbar Busbar MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio

tr3 chillon_2671 Chillon220 Chillon60 Chillon10A 68.402 24.955 68.139 22.438 68.535 26.166tr3 chillon_2672 Chillon220 Chillon60 CHillon10B 69.159 25.102 68.890 22.562 69.291 26.325tr3 cha_2674 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10D 144.136 57.260 144.666 47.428 144.180 59.039tr3 cha_2673 CHAVA220 CHAVA60 CHAV10C 144.136 57.260 144.666 47.428 144.180 59.039tr3 bar_2671 BARSI220 BARSI60 BARS10A 63.205 22.584 63.022 20.502 63.235 23.503tr3 bar_2672 BARSI220 BARSI60 BARS10B 63.205 22.584 63.022 20.502 63.235 23.503tr3 bar_2673 BARSI220 BARSI60 BARS10C 92.968 35.750 92.772 32.656 92.978 37.115tr3 sro_2671 ROSA220 SROSN60A ROSA10C 79.559 26.071 79.355 22.099 79.338 21.906tr3 sro_2672 ROSA220 SROSN60A ROSA10D 117.247 41.605 117.088 35.695 117.069 35.407tr3 srv_2672 ROSA220 SROSN60B ROSA10B 59.881 25.530 59.646 16.865 59.665 16.801tr3 srv_2673 ROSA220 SROSN60B ROSA10A 123.927 60.653 124.367 42.294 124.413 42.159tr3 bal_2671 BAL220 BAL60 BAL10A 116.199 36.354 116.216 32.066 116.258 32.682tr3 bal_2672 BAL220 BAL60 BAL10B 119.325 37.090 119.334 32.690 119.379 33.322tr3 bal_2673 BAL220 BAL60 BAL10C 117.222 36.597 117.237 32.272 117.280 32.893tr3 snj_2671 SJNLS220 SJUAN60 SJN10A 93.216 -5.564 93.082 -6.407 93.068 -5.745tr3 snj_2672 SJNLS220 SJUAN60 SJN10B 94.065 -5.679 93.930 -6.529 93.916 -5.861tr3 ind_2671 IND220 IND60 IND10A 29.461 15.576 29.180 5.491 29.185 5.031tr3 ind_2672 IND220 IND60 IND10B 29.577 15.725 29.325 5.281 29.329 4.695tr3 ica_2671 ICA220 ICA_60 ICA10 50.027 22.841 0.908 50.013 20.166 0.927 50.018 20.217 0.927tr3 mar_2671 MARC220 MARC60 SEM_10 59.961 27.176 0.907 59.942 1.226 1.000 59.945 1.560 1.000

0.884 0.983 0.986

0.955 0.964 0.963

0.938 0.948 0.934

0.925

Av08x_EC Av08x_EC_Opti Av08x_EC_Opti_NO_PlanLoad Base no Plan Chll-Chav-BarLoad Base no Plan en SEIN Load Base Plan total en SEIN

0.998 0.998 0.998

0.927 0.956 0.956

0.940 0.950 0.935

0.929 0.950

Name


Con un sistema según estas últimas condiciones (sin Plan en Chillón, Chavarría y Barsi) se realiza en análisis de sensibilidad, modificando las cargas listadas en la Tabla 24 y verificando el impacto sobre el punto de consigna a 220 kV. La Tabla 26 ilustra estos resultados, donde se comparan la situación inicial con las cargas según lo implementado en la Base de Datos (load Base) con los resultados alcanzados para cada factor de potencia obtenido modificando las cargas reactivas.

HV-Side Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos Fi Pa_HV Qa_HV Cos FiBusbar MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio MW MVAr Valor Medio

Chillon220 68.535 26.166 68.558 23.653 68.543 22.255 68.515 20.870 68.448 18.928 Chillon220 69.291 26.325 69.313 23.788 69.297 22.377 69.269 20.979 69.200 19.019 CHAVA220 144.180 59.039 144.242 54.777 144.295 52.159 144.330 49.494 144.379 45.480 CHAVA220 144.180 59.039 144.242 54.777 144.295 52.159 144.330 49.494 144.379 45.480 BARSI220 63.235 23.503 63.112 22.800 63.042 22.323 62.988 21.591 62.926 20.243 BARSI220 63.235 23.503 63.112 22.800 63.042 22.323 62.988 21.591 62.926 20.243 BARSI220 92.978 37.115 92.821 36.067 92.735 35.357 92.682 34.270 92.638 32.268 ROSA220 79.338 21.906 79.344 21.978 79.349 22.023 79.353 22.073 79.362 22.209 ROSA220 117.069 35.407 117.076 35.515 117.081 35.582 117.086 35.656 117.094 35.859 ROSA220 59.665 16.801 59.658 16.825 59.654 16.840 59.649 16.857 59.643 16.885 ROSA220 124.413 42.159 124.395 42.209 124.384 42.241 124.372 42.276 124.358 42.335 BAL220 116.258 32.682 116.242 32.445 116.232 32.302 116.221 32.145 116.206 31.955 BAL220 119.379 33.322 119.361 33.078 119.351 32.931 119.340 32.770 119.324 32.575 BAL220 117.280 32.893 117.263 32.654 117.253 32.509 117.242 32.351 117.226 32.160 SJNLS220 93.068 -5.745 93.073 -6.000 93.077 -6.154 93.080 -6.323 93.086 -6.578 SJNLS220 93.916 -5.861 93.921 -6.118 93.925 -6.274 93.928 -6.444 93.934 -6.702 IND220 29.185 5.031 29.183 5.209 29.182 5.317 29.180 5.435 29.178 5.614 IND220 29.329 4.695 29.327 4.922 29.326 5.060 29.325 5.210 29.324 5.438 ICA220 50.018 20.217 0.927 50.016 20.197 0.927 50.015 20.185 0.927 50.013 20.172 0.927 50.011 20.152 0.928 MARC220 59.945 1.560 1.000 59.944 1.423 1.000 59.943 1.341 1.000 59.942 1.251 1.000 59.941 1.115 1.000

Av08x_EC_Opti_NO_Plan Av08x_EC_Opti_NO_PlanLoad Base no Plan Chll-Chav-Bar

Av08x_EC_Opti_NO_Plan Av08x_EC_Opti_NO_Plan Av08x_EC_Opti_NO_Plan

0.935 0.946 0.951 0.957 0.964

0.925 0.935 0.940 0.946 0.954

0.934 0.937 0.939 0.943 0.949

0.956 0.956 0.956 0.956 0.956

0.963 0.963

Load modificada para cos FI=0.95

0.964 0.964 0.964

Load modificada para cos FI=0.96 Load modificada para cos FI=0.97 Load modificada para cos FI=0.98

0.998 0.998 0.998 0.998 0.997

0.986 0.985 0.985 0.984 0.983


Los resultados que se ilustran en la Tabla 26 son más que representativos del gran esfuerzo que es necesario realizar a nivel de la distribución para alcanzar el mismo objetivo sobre los puntos de consigna a 220 kV, tal es el caso ejemplo del cos FI ≈ 0.98 en el lado de baja de los transformadores 60/10 kV, obtenido con una reducción de más de 40 Mvar de las cargas para sólo así conseguir que en el punto de consigna a 220 kV se respete un cos FI ≥ 0.95, resultado que se alcanza en modo óptimo con una instalación shunt de ≈ 30 Mvar capacitivo localizada en pocas barras (seguramente menores costos de inversión y mantenimiento).

Es posible aseverar a partir de estos resultados, que si se quisiese conseguir un factor de potencia más elevado aún de 0.95 en las barras de 220 kV, habría que conducir a las cargas compensadas en 10 kV a un factor de potencia cercano a 1.


Es útil mencionar aquí que una de las ventajas de la compensación óptima, es que se logra en forma simultánea casi el mismo factor de potencia en los 3 grupos de transformadores (Chillón, Chavarría y Barsi), mientras que con la compensación implementada en todas las barras de distribución provoca una eficiencia dispar en cada subestación 220/60 kV, requiriendo mayor compensación para alcanzar el objetivo mínimo de factor de potencia en todos los transformadores.

Por otra parte, especificar un factor de potencia en los nodos de carga en baja tensión (10 kV, por ejemplo), admitiría que el mismo se pueda lograr distribuyendo la compensación en los centros de distribución, lo cual si bien puede resultar más económico hará imposible acceder a la operación de dichos capacitores por parte de los operadores del sistema de transmisión en condiciones de emergencia. Una consecuencia inmediata sería que una compensación distribuida tal, conduciría sin dudas a sobretensiones durante las horas de carga mínima requiriendo la desconexión de líneas del sistema de transmisión para controlarla, dado que la carga se reduce pero los capacitores instalados en los centros de distribución continuarán en servicio. Por ende, es necesario destacar una ventaja fundamental de la compensación concentrada, que es la de habilitar a que el Operador del Sistema pueda controlarla, particularmente en los estados de carga mínima o de frente a eventos severos como el corte de carga por subfrecuencia que debe ser acompañado de desconexión de capacitores.

Este aspecto de tener acceso al control de la compensación adicional que se requiere ha sido mencionado en el capítulo introductivo 3.1 sobre la metodología y las hipótesis para el diseño del Plan óptimo, ya que esta compensación trae como resultado fuertes condicionamientos aplicados sobre el sistema de Transmisión.

3.2.4.2 Efecto del Factor de Potencia medido sobre las consignas en Alta Tensión Otra serie de simulaciones se han orientado a verificar el impacto sobre el Plan de Compensación al aumentar el factor de potencia medido en el arrollamiento de Alta tensión de los transformadores principales de la zona de Lima (Chillón, Chavarría, Barsi, Santa Rosa y Balnearios). Los resultados pueden dar una indicación de la utilidad de incrementar las exigencias futuras sobre los Distribuidores, en cuanto al factor de potencia medido en los nodos de retiro en 220 kV. Las pruebas se efectuaron siempre sobre el escenario de Avenida 2008 a carga máxima y con la interconexión hacia Ecuador en servicio (Av08x_EC). La Tabla 27 muestra los resultados en la forma de compensación adicional requerida respecto al caso de referencia para el cual se ha realizado todo el Plan de Expansión, es decir cos FI ≈ 0.95.

cos FI 0.960 0.970 0.980 0.990

∆ Mvar 21.298 68.627 132.37No

convergencia Tabla 27: Mvar adicionales al cambiar la condición de cos FI en los transformadores de Lima

Se observa de la tabla precedente el incremento de la cantidad de compensación capacitiva necesaria para satisfacer cada sucesivo factor de potencia impuesto, en relación al necesario para factor de potencia 0.95, hasta un punto en el cual no hay solución posible. La falta de solución pone en evidencia que resulta necesario relajar algunos de las restricciones sobre el sistema de transmisión, y como verificación de ello se ha impuesto para el caso de cos FI = 0.99 un valor mínimo de tensión de 0.94 pu para algunas barras a 220 kV de la zona de Lima (la restricción adoptada en condición N de red es 0.95 pu) a saber: Ventanilla, Chillón; Chavarría; Santa Rosa; Barsi y Balnearios. Con estas nuevas restricciones la condición de cos FI ≈ 0.99 alcanza la solución dando un instalado adicional como el mostrado en la siguiente tabla:

cos FI 0.99*∆ Mvar 215.20*: restricción de tensión en 0.94 pu para algunas barras 220kV


Este último resultado es consecuencia principalmente de la doble condición impuesta a las tensiones en el nivel de transmisión y subtransmisión, sin tener la posibilidad de disponer en los transformadores principales 220/60 kV de una regulación bajo carga, sumado a la condición simultánea que se impone sobre el factor de potencia en los puntos de consigna. Se puede concluir de estas evaluaciones de sensibilidad que:

• La imposición de que en los nodos de retiro de potencia en 220 kV satisfagan un cos FI = 0.95, implica desde el punto de vista de los nodos de carga (23 – 10 kV) un factor de potencia de ≈ 0.98. Este valor se sitúa en lo más alto del rango que normalmente se especifica para la demanda en los sistemas eléctricos;

• De lo anterior, se deduce que exigir factores de potencia más altos de 0.95 para los nodos de 220 kV, implicarían llevar a la demanda en barras de 23-10 kV a factores de potencia cercanos a la unidad, lo que difícilmente resulte justificable.

• Si bien es posible conseguir en los nodos de retiro en 220 kV factores de potencia de 0.96 a 0.98, las limitaciones que se observan para alcanzar factores de potencia mayores ponen de manifiesto que:

o A medida que se solicita un factor de potencia mayor, se reduce el margen de maniobra en la operación de la red de transmisión de 220 kV. Se observa incluso que para el factor de potencia 0.95 considerado en este estudio, los niveles de tensión en 220 KV resultan menores que los de la operación habitual sin compensación;

o A partir del ejemplo dado para el año 2008 y de la naturaleza de las limitaciones detectadas, se puede inferir que para los años subsiguientes el factor de potencia límite podría no ser 0.98, sino 0.97 o incluso algo menor. Esto se debe a que la mayor demanda ocasiona necesariamente mayores pérdidas reactivas en los transformadores de rebaje de 220/60 kV, aún si la carga abastecida en baja tensión tiene factor de potencia 1. Estas pérdidas reactivas requieren mayor compensación y activan prematuramente la doble imposición de límites de tensión en 220 y 60 kV. De esto se deduce que sugerir un factor de potencia más alto podría no ser sostenible en el tiempo, a menos que se incrementara la capacidad de transformación en forma acompañada.

o Mientras más alto es el factor de potencia requerido, más bajas deben ser las consignas de operación de los grupos generadores para evitar elevadas tensiones en los nodos de 60 kV, y esto comporta un menor aprovechamiento del soporte de tensión que se puede brindar a los nodos periféricos a Lima.

Según lo mencionado la compensación resultante del Estudio en lo relativo a la cantidad y ubicación nodal de los elementos de compensación, se ha obtenido mediante el Programa de Optimización sin tomar en cuenta restricción alguna referente al espacio físico en las subestaciones para materializar la instalación. Esta consideración tiene confirmación en los resultados acá expuestos, los que demuestran que para satisfacer los mismos objetivos, el Plan de Compensación Óptimo requirió un instalado de 30 MVAr, mientras que la instalación distribuida en todos los nodos del subsistema para mejorar el factor de potencia de la carga requirió de 40 MVAr. Si bien el ejemplo es más bien un caso extremo, puede servir para estimar groseramente que la compensación resultante podría aumentar hasta un límite del 30 %, y la inversión necesaria quizá algo más. Es necesario destacar aquí que las restricciones de espacio no fueron incorporadas en la fase de optimización, debido a que la información necesaria fue recibida luego de que el proceso estaba finalizando, y con una dispar respuesta de las Empresas del SEIN. No obstante ello, la información proporcionada por el Plan Óptimo da una buena indicación de las cantidades mínimas necesarias para cumplir los requerimientos, y el análisis de sensibilidad permite apreciar la magnitud del desvío en el que se podría incurrir apartándose del Plan Óptimo por restricciones de espacio.


3.2.5 Operación del SEIN con el Plan de compensación de la potencia reactiva Como resultado de los estudios, se obtiene el Plan de Compensación en el horizonte 2007 – 2010, y las recomendaciones operativas para aquellos Escenarios de Estudio que forman parte de las hipótesis de diseño. Las recomendaciones operativas se traducen en los resultados en la siguiente forma:

• consignas de los generadores en servicio, • consignas de los SVC´s, • la posición de las tomas en los transformadores sin posibilidad de regulación bajo

carga durante todo un período estacional, • la posición de las tomas para cada estado de carga en los transformadores con

regulación bajo carga pero que operan en modo manual, • la consigna que debe mantener cada transformador con capacidad de regulación bajo

carga que opera en modo automático, • y el estado operativo (en servicio o fuera de servicio) de los elementos de

compensación existentes y a incorporar. Esta información ha sido plasmada en los casos optimizados con los resultados del estudio, y permite verificar en ellos el cumplimiento de las restricciones planteadas y los estados de operación resultantes. En este capítulo se suministran para cada estado de carga del sistema, las indicaciones de base para operar el sistema en seguridad N y N-1 aplicando el Plan de compensación de la potencia reactiva propuesto.

3.2.5.1 Ajustes de los recursos de control en la operación con el Plan de equipamientos Con el Plan de compensación implementado en el SEIN resulta necesario “respetar” en ciertos puntos del SEIN (barras de transmisión), los niveles de tensión que han surgido de los estudios. En términos prácticos, la información principal que sirve para poder alcanzar estos objetivos es la del set-point de los grupos de generación, siendo principalmente estas consignas las que juntamente con toda la compensación pasiva hacen posible un perfil de tensión necesario para que se respeten las restricciones impuestas.

Los “ajustes” y maniobras a ejecutar sobre el SEIN en modo que la operación del mismo sea segura y que se respeten las restricciones, son dependientes del estado de carga y por lo tanto éstos deben cambiar a lo largo de una jornada. La Figura 7 muestra un perfil típico del comportamiento de la carga total del SEIN para un día laboral y un día festivo. Sobre esta base es posible establecer los periodos de tiempo donde aplicar los resultados obtenidos en el desarrollo del Plan de compensación de la potencia reactiva.


Curvas Típicas de Demanda del SEIN

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Horas del Día

Dem

anda

Tot

al d

el S

EIN

[pu]

Día Ordinario

Día Festivo

Minima cargaHoras 01-07

Media carga del día ordinarioHoras 23-01 y 07-18

Maxima cargaHoras 18-23

Minima cargaHoras 23-18

Maxima cargaHoras 18-23

Figura 7: Curvas diarias típicas del SEIN

En las tablas siguientes se suministran los set-point resultantes para cada periodo y estado de carga analizado del SEIN. Se detalla para cada grupo de generación el valor de la tensión en el punto de inyección para los diferentes estados de carga (ver la Figura 7), en cada período de Avenida o Estiaje y para los años desde el 2007 al 2010. Estos ajustes deben ser acompañados con una cantidad adecuada de compensación que se logra a través de maniobras de conexión/desconexión sobre los elementos shunt del sistema.


Name Terminal Grid Vn Sn Min 2007 Med 2007 Max 2007 Min 2008 Med 2008 Max 2008 Min 08_EC Med 08_EC Max 08_EC Min 2009 Med 2009 Max 2009 Min 2010 Med 2010 Max 2010Busbar kV MVA pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu pu

CPato G1 CPATO1 CostaNorte 13.8 43.3 0.994 1.017 1.009 0.994 1.017 1.009 1.032 1.020 1.031 1.026 1.021 1.030 1.026 1.019 1.027






Cahua G1 CAHUA1 CostaNorte 10.2 27.5 0.950 0.978 1.014 0.950 0.978 1.014 0.952 0.984 0.964 0.950 0.960 0.950 0.950 0.997 0.950


Carhq G1 CARH1 CostaNorte 10.0 32.3 0.983 1.009 1.030 0.983 1.009 1.030 0.996 1.013 1.028 0.987 1.014 1.026 0.995 1.024 1.032


Carhq G3 CARH3 CostaNorte 10.0 32.3 0.983 1.009 1.030 0.983 1.009 1.030 0.996 1.013 1.028 1.014 1.026 1.024 1.032

Carhq G4 CARH4 CostaNorte 10.0 11.0 0.991 1.000 1.017 0.968 1.005 1.019 0.983 1.019 1.023

Curum G1 CURM10 CostaNorte 10.0 7.1 1.004 1.023 1.028 1.004 1.023 1.028 1.009 1.030 1.015 0.999 1.028 1.028 1.004 1.031 1.032

Curum G2 CURM10 CostaNorte 10.0 7.1 1.023 1.028 1.023 1.028 1.030 1.015 1.028 1.028 1.031 1.032

GCiego G1 GALL1 CostaNorte 10.5 20.0 1.012 1.022 1.012 1.022 1.022 1.009 1.032 1.031 1.033 1.023

GCiego G2 GALL2 CostaNorte 10.5 20.0 0.994 1.012 1.022 0.994 1.012 1.022 1.029 1.022 1.009 1.007 1.032 1.031 1.016 1.033 1.023

Malac G1 MALACAS CostaNorte 13.2 24.2 1.002 1.002 0.976 0.969 0.990

Malac G2 MALACAS CostaNorte 13.2 24.2 0.969

Malac G4 TALA13 CostaNorte 13.8 119.2 0.974 0.964 0.984 0.974 0.964 0.984 0.959 0.962 0.960 0.950 0.962 0.950 0.958 0.978

Parc 3A PARIA_13 CostaNorte 13.2 0.4 0.998 1.016 1.018 0.998 1.016 1.018 1.020 1.017 1.026 1.014 1.019 1.020 1.018 1.020 1.022

Parc 3N PARIA_13 CostaNorte 13.2 1.1 0.998 1.016 1.018 0.998 1.016 1.018 1.020 1.017 1.026 1.014 1.019 1.020 1.018 1.020 1.022

Parc 41 PARIA_13 CostaNorte 13.2 1.9 0.998 1.016 1.018 0.998 1.016 1.018 1.020 1.017 1.026 1.014 1.019 1.020 1.018 1.020 1.022


Parc G1 PARIA_13 CostaNorte 13.2 0.2 0.998 1.016 1.018 0.998 1.016 1.018 1.020 1.017 1.026 1.014 1.019 1.020 1.018 1.020 1.022



Poech G1 POECH10 CostaNorte 10.0 9.5 1.039 1.030 1.029 1.039 1.030 1.029 1.034 1.025 1.030 1.027 1.029 1.031 1.034 1.030 1.030


SRosHI G1 CHSR-I CostaNorte 2.3 1.5 0.968 1.030 1.047 0.968 1.030 1.047 1.035 1.026 1.019 1.027 1.021 1.020 1.046 1.024

SRosHI G2 CHSR-II CostaNorte 2.3 1.5 0.968 1.030 1.050 0.968 1.030 1.050 1.033 1.027 1.023 1.029 1.025 1.024 1.050 1.027

Tumb G1 CTTUM10 CostaNorte 10.0 11.3 0.966 0.966 1.033

Tumb G2 CTTUM10 CostaNorte 10.0 11.3 0.966 0.966 1.033

PERIODO DE AVENIDA

Tabla 28: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Costa Norte







CPato G5 CPATO5 CostaNorte 13.8 43.3 1.027 1.027 1.032 1.036 0.996

CPato G6 CPATO6 CostaNorte 13.8 43.3 1.026 1.026 1.031 1.036 0.995


Cahua G2 CAHUA2 CostaNorte 10.2 27.5 0.957 0.957 0.950 0.950 0.999


Carhq G2 CARH2 CostaNorte 10.0 32.3 0.987 1.018 0.987 1.018 0.989 1.018 0.996 1.028 1.001 1.050

Carhq G3 CARH3 CostaNorte 10.0 32.3 0.987 1.019 0.987 1.019 0.989 1.018 0.996 1.029 1.001 1.050

Carhq G4 CARH4 CostaNorte 10.0 11.0 1.023 1.040

Curum G1 CURM10 CostaNorte 10.0 7.1 1.012 1.028 1.012 1.028 1.014 1.031 1.019 1.035 1.027 0.991

Curum G2 CURM10 CostaNorte 10.0 7.1 1.028 1.028 1.031 1.035 0.991

GCiego G1 GALL1 CostaNorte 10.5 20.0 1.027 1.027 1.019 1.032 1.025

GCiego G2 GALL2 CostaNorte 10.5 20.0 1.019 1.027 1.019 1.027 1.024 1.019 1.014 1.032 1.019 1.025

Malac G1 MALACAS CostaNorte 13.2 24.2 0.974 0.983 0.998 1.002

Malac G2 MALACAS CostaNorte 13.2 24.2 0.974 0.983 1.002

Malac G4 TALA13 CostaNorte 13.8 119.2 0.964 0.966 0.972 0.964 0.966 0.972 0.965 0.958 0.971 1.022 0.976 0.984 0.966 0.995 1.022

Parc 3A PARIA_13 CostaNorte 13.2 0.4 0.980 1.007 0.998 0.980 1.007 0.998 1.026 1.023 1.023 1.020 1.025 1.027 1.026 1.029 1.015

Parc 3N PARIA_13 CostaNorte 13.2 1.1 0.980 1.007 0.998 0.980 1.007 0.998 1.026 1.023 1.023 1.020 1.025 1.027 1.026 1.029 1.015






Parc G6 Pariac_N CostaNorte 13.2 9.0 1.028 1.025 1.025 1.023 1.027 1.029 1.028 1.031 1.018



SRosHI G1 CHSR-I CostaNorte 2.3 1.5 1.004 1.025 1.029 1.004 1.025 1.029 1.021 1.023 1.021 1.019 1.024 1.023 1.024 1.023 1.046

SRosHI G2 CHSR-II CostaNorte 2.3 1.5 1.006 1.025 1.030 1.006 1.025 1.030 1.025 1.026 1.025 1.024 1.027 1.026 1.027 1.026 1.050

Zorrit G1 Zorrit TG1 CostaNorte 13.8 90.0 0.996 1.001 1.008

PERIODO DE ESTIAJE

Tabla 29: set-point de las unidades de generación para el período de Estiaje – zona Costa Norte



Aguayt G1 AGUA13A SierraNorte 13.8 119.2 1.050 1.043 1.050 1.050 1.043 1.050 1.050 1.044 1.050 1.050 1.044 1.050 1.050 1.044 1.050

Aguayt G2 AGUA13B SierraNorte 13.8 119.2 1.043 1.050 1.043 1.050 1.044 1.050 1.050 1.043 1.050 1.044 1.050

Antam CS1 ANTA6 SierraNorte 6.6 15.0 1.026 1.026 1.019 1.026 1.026 1.019 1.017 1.027 1.017 1.019 1.025 1.020 1.011 1.026 1.022


PERIODO DE AVENIDA

Tabla 30: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Sierra Norte


Enersur G1 Chilca TG1 CostaCentro 16.0 201.0 1.025 1.013 1.026 1.025 1.013 1.026 1.003 1.010 0.985 0.995 0.976

Huin G1 HUIN1 CostaCentro 12.5 85.0 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.994 0.993



Huin G4 HUIN4 CostaCentro 12.5 85.0 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.994 0.993

Indep CS IND10A CostaCentro 10.0 20.0 1.032 1.033 1.024 1.032 1.033 1.024 1.032 1.033 1.031 1.029 1.033 1.022 1.032 1.031 1.031

Kallpa G1 Kallpa TG1 CostaCentro 16.0 201.0 1.024 1.005 1.025 0.990

SRosa G5 SROS13A CostaCentro 13.8 70.1 0.950 0.950 0.950 0.950 1.004

SRosa G6 SROS13B CostaCentro 13.8 70.1

SRosa G7 WESTING CostaCentro 13.8 150.0 1.012

Ventan G3 VENT_C CostaCentro 16.0 200.0 0.950 1.011 1.015 0.950 1.011 1.015 1.007 0.993 1.001 1.021 1.003 1.008 0.965 1.013 0.970

Ventan G4 VENT_D CostaCentro 16.0 200.0 0.994 1.015 0.994 1.015 0.982 0.987 0.992 0.993 1.014 0.964

Ventan TV VENT-E CostaCentro 16.0 230.0

PERIODO DE AVENIDA

Tabla 31: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Costa Centro



Aguayt G1 AGUA13A SierraNorte 13.8 119.2 1.050 1.044 1.050 1.050 1.044 1.050 1.050 1.041 1.050 1.050 1.044 1.050 1.050 1.049 1.050

Aguayt G2 AGUA13B SierraNorte 13.8 119.2 1.050 1.044 1.050 1.050 1.044 1.050 1.050 1.041 1.050 1.050 1.043 1.050 1.050 1.049 1.050



PERIODO DE ESTIAJE

Tabla 32: set-point de las unidades de generación para el período de Estiaje – zona Sierra Norte


Enersur G1 Chilca TG1 CostaCentro 16.0 201.0 0.950 1.005 1.008 0.950 1.005 1.008 0.950 0.986 0.989 0.955 0.995 1.015 0.967 1.008 1.010

Enersur G2 Chilca TG2 CostaCentro 16.0 201.0 0.986 0.955 0.995 1.015 0.967 1.008 1.010

Enersur V1 Chilca TV1 CostaCentro 16.0 201.0 0.967 1.008 1.010





Indep CS IND10A CostaCentro 10.0 20.0 1.033 1.033 1.024 1.033 1.033 1.024 1.016 1.025 1.022 1.023 1.031 1.031 1.023 1.032 1.024

Kallpa G1 Kallpa TG1 CostaCentro 16.0 201.0 0.950 1.002 1.013 0.950 1.002 1.013 0.950 0.995 0.992 0.974 1.000 1.012 0.982 1.011 1.010

SRosa G5 SROS13A CostaCentro 13.8 70.1 0.950 0.950 0.950

Ventan G3 VENT_C CostaCentro 16.0 200.0 1.006 0.993 0.989 1.006 0.993 0.989 1.021 0.999 1.012 1.028 1.009 0.975 1.040 1.015 1.002

Ventan G4 VENT_D CostaCentro 16.0 200.0 1.006 0.991 0.973 1.006 0.991 0.973 1.020 0.997 0.998 1.024 1.000 0.969 1.026 1.001 1.002

Ventan TV VENT-E CostaCentro 16.0 230.0 1.002 0.986 0.959 1.002 0.986 0.959 1.016 0.993 0.986 1.017 0.991 0.961 0.989 0.986

PERIODO DE ESTIAJE

Tabla 33: set-point de las unidades de generación para el período de Estiaje – zona Costa Centro



Callah G1 CALL10A SierraCentro 10.0 20.0 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950

Callah G2 CALL10B SierraCentro 10.0 20.0 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950

Callah G3 CALL10C SierraCentro 10.0 20.0 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950

Callah G4 CALLAH8 SierraCentro 8.0 44.0 0.982 0.950 0.950 0.982 0.950 0.950 0.950 0.950 0.998 0.950 0.950 0.965 0.993 0.950 0.977

Chapr G1 CHAPR2 SierraCentro 2.4 2.3 0.950 0.955 0.963 0.950 0.955 0.963 0.973 0.960 0.969 0.992 0.987 0.972 0.989 0.988



Chimay G1 CHIMAY1 SierraCentro 13.8 84.0 1.014 0.990 0.982 1.014 0.990 0.982 0.950 1.027 1.011 0.950 0.950 1.028 0.988 0.950 1.022

Chimay G2 CHIMAY2 SierraCentro 13.8 84.0 1.008 0.976 0.979 1.008 0.976 0.979 0.950 1.007 1.009 0.950 0.950 1.007 0.988 0.950 1.007

Hchor G1 HCHOR10 SierraCentro 10.0 10.2 0.997 0.950 0.950 0.997 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.998 0.954 0.971

Hchor G2 HCHOR10 SierraCentro 10.0 10.2 0.997 0.950 0.950 0.997 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.998 0.954 0.971

Huamp G1 HUAMP10 SierraCentro 10.0 22.4 0.950 0.963 0.950 0.950 0.963 0.950 0.950 0.969 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950

Huamp G2 HUAMP10 SierraCentro 10.0 22.4 0.950 0.963 0.950 0.950 0.963 0.950 0.950 0.969 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950

Malpa G1 MALP1 SierraCentro 6.9 17.0 1.022 0.950 1.034 1.022 0.950 1.034 0.950 1.037 1.034 0.950 1.036 1.026 0.983 1.037 1.035

Malpa G2 MALP2 SierraCentro 6.9 17.0 1.022 0.950 1.035 1.022 0.950 1.035 0.950 1.037 1.035 0.950 1.037 1.027 0.983 1.037 1.036

Malpa G3 MALP3 SierraCentro 6.9 17.0 0.950 1.033 0.950 1.033 1.036 1.033 1.036 1.024 1.036 1.034

Malpa G4 MALP4 SierraCentro 6.9 17.0 0.950 1.034 0.950 1.034 1.037 1.034 1.036 1.025 1.037 1.035

Marcop G1 MARCO4 SierraCentro 4.2 1.4 1.002 0.980 1.008 1.002 0.980 1.008 0.989 0.987 1.004 0.992 0.998 0.995 0.995 0.999

Matuc G1 MAT12A SierraCentro 12.5 80.0 1.014 0.950 0.950 1.014 0.950 0.950 0.950 0.950 1.013 0.950 0.950 0.950 1.024 0.950 1.003

Matuc G2 MAT12B SierraCentro 12.5 80.0 1.027 0.950 0.950 1.027 0.950 0.950 0.950 0.950 1.014 0.950 0.950 0.992 1.024 0.950 1.003

Moll TG1 Mollendo13.8 SierraCentro 13.8 52.9 1.013 1.027 1.032

Moll TG2 Mollendo13.8 SierraCentro 13.8 52.9 1.013 1.032

Moyop G1 MOYO1 SierraCentro 10.0 35.0 0.950 0.958 0.957 0.950 0.958 0.957 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950



Oroy G1 OROY2.3 SierraCentro 2.3 3.8 1.050 0.982 1.000 1.050 0.982 1.000 0.999 1.050 1.050 0.981 0.998 1.050 1.050 0.994 1.050


PERIODO DE AVENIDA

Tabla 34: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Sierra Centro (1)




Pacha G1 PACHA2.3 SierraCentro 2.3 3.8 1.033 0.969 0.974 1.033 0.969 0.974 0.975 0.971 0.967 0.965 0.970 0.967 0.977 0.968 0.968



Plata G1 Platanal G1 SierraCentro 13.8 120.0 1.006 0.961 0.980


Rest G1 RON1 SierraCentro 13.8 82.5 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.966 0.950 0.962 0.950 0.956 0.966 0.954 0.950 0.950



Sam G1 SAM1 SierraCentro 13.8 120.0 0.958 0.972 0.967 0.958 0.972 0.967 0.964 0.972 0.963 0.950 0.973 0.962 0.950 0.974 0.966







Yango G1 YANA10 SierraCentro 10.0 49.8 1.050 0.974 0.971 1.050 0.974 0.971 0.950 1.050 1.050 0.950 0.950 1.035 0.990 0.950 1.050

Yaup G1 YAU13A SierraCentro 13.8 24.0 0.950 1.050 1.050 0.950 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050



Yaup G4 YAU13B SierraCentro 13.8 24.0 0.954 1.050 1.050 0.953 1.050 1.041 1.050 1.050 1.050

Yaup G5 YAU13B SierraCentro 13.8 24.0 0.954 1.050 1.050 0.953 1.050 1.041 1.050 1.050 1.050

Yaup G6 YAU13C SierraCentro 13.8 24.0 1.050 1.050 1.050

Yaup G7 YAU13C SierraCentro 13.8 24.0 1.050 1.050 1.050

Yunc G1 YUNC1 SierraCentro 13.8 48.2 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 0.950 1.050 1.050 0.950 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050



PERIODO DE AVENIDA

Tabla 35: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Sierra Centro (2)

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Yango G1 YANA10 SierraCentro 10.0 49.8 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 1.023 0.950 0.950 1.050 0.950 0.950 0.950

Yaup G1 YAU13A SierraCentro 13.8 24.0 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 0.950 1.050 1.050 1.023 1.050 1.050 1.037 0.980 0.950



Yaup G4 YAU13B SierraCentro 13.8 24.0 0.953 0.954 0.954 0.953 0.954 0.954 0.953 1.050 1.041 1.022 1.050 1.050 1.035 0.978 0.955

Yaup G5 YAU13B SierraCentro 13.8 24.0 0.953 0.954 0.954 0.953 0.954 0.954 0.953 1.050 1.041 1.022 1.050 1.050 1.035 0.978 0.955



Yunc G3 YUNC3 SierraCentro 13.8 48.2 0.950 0.950 0.950 0.950 1.050 1.050 1.050 1.050 0.950 0.950

PERIODO DE ESTIAJE

Tabla 37: set-point de las unidades de generación para el período de Estiaje – zona Sierra Centro (2)



Aric1 G1 ARIC1 CostaSur 11.0 14.0 0.966 1.002 0.996 0.966 1.002 0.996 0.953 0.996 1.007 0.981 1.003 0.993 0.963 0.994 1.002



Botif G1 HBOTIF CostaSur 4.2 5.6 1.001 1.004 1.008 1.001 1.004 1.008 1.010 1.017 1.004 1.016 0.997 0.987 0.988 1.005

Char-I G1 CHAR1A CostaSur 4.2 1.3 1.050 1.050 1.043 1.050 1.050 1.043 1.050 1.050 1.050 1.045 1.050 1.025 1.050 1.050 1.041

Char-I G2 CHAR1B CostaSur 4.2 1.3 1.050 1.050 1.043 1.050 1.050 1.043 1.050 1.050 1.050 1.045 1.050 1.025 1.050 1.050 1.041

Char-II G1 CHAR2 CostaSur 5.3 0.3 1.022 1.021 1.024 1.022 1.021 1.024 1.022 1.021 1.025 1.020 1.022 1.019 1.022 1.022 1.023



Char-III G1 CHAR3 CostaSur 5.3 2.9 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.050 1.047 1.050 1.050 1.050


Char-IV G1 CHAR4A CostaSur 5.3 6.8 1.020 1.021 1.011 1.020 1.021 1.011 1.020 1.021 1.010 1.023 1.021 1.012 1.020 1.021 1.013

Char-IV G2 CHAR4B CostaSur 5.3 6.8 1.020 1.021 1.011 1.020 1.021 1.011 1.020 1.021 1.010 1.023 1.021 1.012 1.020 1.021 1.013

Char-IV G3 CHAR4C CostaSur 5.3 6.8 1.020 1.021 1.011 1.020 1.021 1.011 1.020 1.021 1.010 1.023 1.021 1.012 1.020 1.021 1.013

Char-V G1 CHAVG1 CostaSur 13.8 57.0 1.050 1.050 1.038 1.050 1.050 1.038 1.008 1.046 1.050 0.958 1.034 1.022 1.050 0.951 0.971

Char-V G2 CHAVG2 CostaSur 13.8 57.0 1.050 1.050 1.038 1.050 1.050 1.038 1.008 1.046 1.050 0.958 1.034 1.022 1.050 0.951 0.971

Char-V G3 CHAVG3 CostaSur 13.8 57.0 1.050 1.038 1.050 1.038 1.046 1.050 1.034 1.022 0.951 0.971

Char-VI G1 CHAVI CostaSur 5.3 10.8 1.004 1.004 1.002 1.004 1.004 1.002 1.004 1.004 1.004 0.978 1.004 1.004 1.004 1.004 0.984

ILO1 TV2 ILOTV2 CostaSur 13.8 29.4 1.025 1.024 1.029 1.025 1.024 1.029 1.006 1.020 1.038 1.022 1.026 1.009 1.005 0.997 1.014

ILO2 TV TVCARA CostaSur 17.0 167.0 0.995 1.012 0.982 0.995 1.012 0.982 0.972 0.988 0.985 0.973 0.986 0.951 0.950 0.950 0.950

Joya G1 Joya10 CostaSur 10.0 5.1 0.954 1.004 0.979 0.990 0.952 0.953

Joya G2 Joya10 CostaSur 10.0 5.1 1.004 0.979 0.952 0.953

Rumip G1 HRUMI CostaSur 4.2 5.6 0.996 1.004 1.002 0.996 1.004 1.002 1.010 1.010 0.994 1.016 0.995 0.985 0.987 0.999

PERIODO DE AVENIDA

Tabla 38: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Costa Sur



Aric1 G1 ARIC1 CostaSur 11 14 0.987 0.98 1.006 0.987 0.98 1.006 0.959 0.975 1 0.975 0.966 1.005 0.982 0.964 1.011

Aric1 G2 ARIC1 CostaSur 11 14 0.987 0.98 1.006 0.987 0.98 1.006 0.959 0.975 1 0.975 0.966 1.005 0.982 0.964 1.011

Aric2 G1 ARIC2 CostaSur 11 14 1.006 0.971 1.012 1.006 0.971 1.012 0.968 0.981 1.011 0.982 0.985 1.007 0.976 0.977 1.017

Botif G1 HBOTIF CostaSur 4.16 5.625 0.99 1.01 1.028 0.99 1.01 1.028 0.988 1.005 1.004 1.012 0.988 1 1.023 0.988 1.022

Char-I G1 CHAR1A CostaSur 4.16 1.25 0.973 1.05 1.049 0.973 1.05 1.049 1.04 1.05 1.025 1.049 1.05 1.025 1.05 1.05 1.025

Char-I G2 CHAR1B CostaSur 4.16 1.25 0.973 1.05 1.049 0.973 1.05 1.049 1.04 1.05 1.025 1.049 1.05 1.025 1.05 1.05 1.025






Char-IV G1 CHAR4A CostaSur 5.25 6.75 0.985 1.021 1.01 0.985 1.021 1.01 1.025 1.021 1.012 1.022 1.021 1.012 1.02 1.021 1.012

Char-IV G2 CHAR4B CostaSur 5.25 6.75 0.985 1.021 1.01 0.985 1.021 1.01 1.025 1.021 1.012 1.022 1.021 1.012 1.02 1.021 1.012

Char-IV G3 CHAR4C CostaSur 5.25 6.75 0.985 1.021 1.01 0.985 1.021 1.01 1.025 1.021 1.012 1.022 1.021 1.012 1.02 1.021 1.012

Char-V G1 CHAVG1 CostaSur 13.8 57 0.95 1.05 1.05 0.95 1.05 1.05 0.95 1.038 1.023 1.001 0.972 0.986 1.05 1.006 1.024

Char-V G2 CHAVG2 CostaSur 13.8 57 1.05 1.05 1.05 1.05 1.038 1.023 0.972 0.986 1.006 1.024

Char-V G3 CHAVG3 CostaSur 13.8 57 1.05 1.05 1.05 1.05 1.038 1.023 0.972 0.986 1.006 1.024

Char-VI G1 CHAVI CostaSur 5.25 10.8 0.95 1.004 1.004 0.95 1.004 1.004 0.958 1.004 1.004 0.989 1.004 1.004 1.004 1.004 1.004

ILO1 TV2 ILOTV2 CostaSur 13.8 29.411 1.019 1.023 1.03 1.019 1.023 1.03 1 1.014 1.015 1.024 0.997 1.011 1.037 0.999 1.034

ILO2 TV TVCARA CostaSur 17 167 0.956 0.996 0.98 0.956 0.996 0.98 0.966 0.975 0.95 0.993 0.973 0.95 0.991 0.967 0.95

Joya G1 Joya10 CostaSur 10 5.075 0.998 0.985 0.971 0.958 0.989 1.007

Joya G2 Joya10 CostaSur 10 5.075 0.985 0.958 1.007Rumip G1 HRUMI CostaSur 4.16 5.625 0.983 1.008 1.024 0.983 1.008 1.024 0.988 1.005 1.002 1.01 0.988 0.996 1.022 0.988 1.014

PERIODO DE ESTIAJE

Tabla 39: set-point de las unidades de generación para el período de Estiaje – zona Costa Sur



Hrama G1 HRAMA2.4 SierraSur 2.4 1.5 0.984 0.976 0.974 0.984 0.976 0.974 0.977 0.973 0.979 0.979 0.968 0.975 0.976 0.974 0.979



Huayll G6 HUAYL0.66 SierraSur 0.7 0.4 1.020 1.015 1.009 1.020 1.015 1.009 1.016 1.016 1.015 1.017 1.013 1.015 1.016 1.015 1.016

Machu G1 MACH1 SierraSur 13.8 33.5 1.020 1.039 1.044 1.020 1.039 1.044 1.015 1.034 1.044 1.014 1.032 1.046 1.000 1.013 1.050



Machu G4 MACH4 SierraSur 13.8 90.0 1.025 0.953 1.012

Mispq G1 MISAP0.66 SierraSur 0.7 2.3 1.029 1.028 1.028 1.029 1.028 1.028 1.030 1.029 1.029 1.029 1.030 1.031 1.030 1.030 1.031


SAnton G3 SANT0.46 SierraSur 0.5 0.7 1.026 1.020 1.017 1.026 1.020 1.017 1.021 1.020 1.024 1.022 1.017 1.025 1.021 1.020 1.027

SGab G1 SGAB1 SierraSur 13.8 63.5 1.027 1.030 1.032 1.027 1.030 1.032 1.030 1.032 1.035 1.032 1.032 1.036 1.030 1.035 1.037


SIgnac G1 SIGN3.2 SierraSur 3.2 0.7 1.028 1.022 1.019 1.028 1.022 1.019 1.023 1.023 1.026 1.024 1.019 1.027 1.022 1.022 1.029



PERIODO DE AVENIDA

Tabla 40: set-point de las unidades de generación para el período de Avenida – zona Sierra Sur





Huayll G6 HUAYL0.66 SierraSur 0.66 0.36 0.979 1.011 1.007 0.979 1.011 1.007 1.009 1.011 1.011 1.013 1.011 1.013 1.019 1.01 1.012




Machu G4 MACH4 SierraSur 13.8 90 1.042 1 1.014 1.043 1.014 1.021



SAnton G3 SANT0.46 SierraSur 0.46 0.72 0.966 1.013 1.016 0.966 1.013 1.016 1.012 1.014 1.021 1.016 1.015 1.026 1.025 1.013 1.026

SGab G1 SGAB1 SierraSur 13.8 63.5 1.026 1.031 1.026 1.031 1.026 1.033 1.027 1.034 1.028 1.034





PERIODO DE ESTIAJE

Tabla 41: set-point de las unidades de generación para el período de Estiaje – zona Sierra Sur


Las siguientes tablas suministran la información relativa a la compensación shunt (inductiva/capacitiva) que resulta necesario se encuentre en servicio en cada estado de carga para conseguir una operación del sistema en seguridad N y N-1. Como se ha mencionado precedentemente esta compensación se complementa con los “ajustes” (set-point) de los diferentes recursos para el control de la potencia reactiva. Las tablas están divididas por zona para los períodos de Avenida y Estiaje, por estado de carga del SEIN y para cada año de estudio.

nombre Terminal Grid Bancos Qact Bancos Qact Bancos Qact Bancos Qact Bancos Qact Bancos Qactcomponente Busbar #xMvar Mvar #xMvar Mvar #xMvar Mvar #xMvar Mvar #xMvar Mvar #xMvar Mvar

Cp aren13.8 AREN13.8 CostaNorte 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp caja60 CAJA60 CostaNorte 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp chiclan1 CHICN10 CostaNorte 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp chimbo11 CHIM13A CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp chimbo12(1) CHIM13B CostaNorte 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp Huacho 10 HCHO10 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp motup60 MOTUP10 CostaNorte 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Cp paca6b PACA6B CostaNorte 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_PAITA10 PAITA10 CostaNorte 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00Cp paita10 PAITA10 CostaNorte 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_PAITA60 PAITA60 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp paramon2 PANU220 CostaNorte 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00Cp piura10 PIURA10 CostaNorte 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Rp guadalu2 SEGUA220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp piurao_2 SEPO220 CostaNorte 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95Cp sulla10 SULLA10 CostaNorte 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60Cp supe10 SUPE10 CostaNorte 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40Rp tala_220 TALA_220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp Tayabamba TAYAB138 CostaNorte 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00C_TUMB10 TUMB10 CostaNorte 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74h7 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95h11 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83h13 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82h5 Vizca ANTA23 SierraNorte 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00h2 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79h3 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80h4 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90h5 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78h7 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53h11 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96

Med 2007 Max 2007PERIODO AVENIDA PERIODO ESTIAJE

Min 2007 Med 2007 Max 2007 Min 2007

Tabla 42: Equipos de compensación shunt en servicio para el 2007 – zona Costa y Sierra Norte

Nota: el capacitor de 15 Mvar instalado en la barra A de Chimbote (CHIM13A) se ha movido sobre la barra B (CHIM13B) a partir del primer año del estudio de optimización.



C_BAL10 BAL10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp bal10_1 BAL10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp bal10_2 BAL10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00Cp barr10 BARR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CANTO10 CANTO10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp cant10 CANTO10 CostaCentro 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_CAUDI10 CAUDI10 CostaCentro 2x0.74 1.48Cp chan10 CHAN10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60C_CHAVA10 CHAVA10 CostaCentro 3x8.00 24.00 3x8.00 24.00Cp chorr10 CHORR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_EMUSA10 EMUSA10 CostaCentro 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_EP10 EP10 CostaCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74Cp galv10 GALV10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp galv10b GALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp hchip10 HCHIP10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_HUARL10 HUARL10 CostaCentro 1x0.74 0.74Cp huarl10 HUARL10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp indepen2 IND220 CostaCentro 1x20.00 20.00C_INDUS10 INDUS10 CostaCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_INFAN10 INFAN10 CostaCentro 2x0.90 1.80Cp infan10 INFAN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_INGEN10 INGEN10 CostaCentro 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_JICA10 JICA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LIMA10 LIMA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp lima10 LIMA10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp lima10_2 LIMA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LURI10 LURI10 CostaCentro 1x2.40 2.40 2x2.40 4.80ADJ_Cp mala10a MALA10A CostaCentro 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00ADJ_Cp mala10b MALA10B CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp mala10b MALA10B CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00C_MALA60 MALA60 CostaCentro 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00Cp maran10 MARAN10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20C_MARC60 MARC60 CostaCentro 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00C_MIRON10 MIRON10 CostaCentro 1x2.40 2.40 2x2.40 4.80Cp miron10 MIRON10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_NEYRA10 NEYRA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp prim10 NEYRA10 CostaCentro 1x10.00 10.00 1x10.00 10.00 1x10.00 10.00 1x10.00 10.00 1x10.00 10.00 1x10.00 10.00Cp oquen10 OQUEN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_PANDO10 PANDO10 CostaCentro 2x0.74 1.48Cp Pan1 PANDO10 CostaCentro 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40Cp Pan2 PANDO10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40C_PERSH10 PERSH10 CostaCentro 2x0.90 1.80Cp persh10 PERSH10 CostaCentro 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40Cp plan10 PLAN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp puente10 PUEN10A CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00C_PUEN10B PUEN10B CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 4x3.00 12.00Cp sanjua10 S_JUAN10 CostaCentro 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00ADJ_Cp sbart10 SBART10 CostaCentro 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00Rp marcona7 SEM_10 CostaCentroCp sisid10 SISID10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp sisid10b SISID10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp sjnetc60 SJNETC60 CostaCentro 1x30.00 30.00Cp sjuan60_1 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_2 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_3 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_SMARI10 SMARI10 CostaCentro 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00Cp snico13 SNICO13 CostaCentro 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55C_SROS10 SROS10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp sros10 SROS10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_TACN10 TACN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 2x6.00 12.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacn10 TACN10 CostaCentro 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40Cp tvalle10 TVALLE10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20Cp venta10 VENTA10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp vmar10 VMAR10 CostaCentro 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00Cp vsalv10 VSALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp zap1 ZAPALL10 CostaCentro 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80Cp zap2 ZAPALL10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40

PERIODO AVENIDA PERIODO ESTIAJEMin 2007 Med 2007 Max 2007 Min 2007 Med 2007 Max 2007

Tabla 43: Equipos de compensación shunt en servicio para el 2007 – zona Costa Centro



C_AUCA23 AUCA23 SierraCentro 2x1.00 2.00 1x1.00 1.00 2x1.00 2.00C_AUCA60 AUCA60 SierraCentro 2x1.00 2.00 2x1.00 2.00C_AYA10 AYA10 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_CANG60 CANG60 SierraCentro 1x0.90 0.90 2x0.90 1.80Cp cas50 CAS50 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CHINCH10 CHINCH10 SierraCentro 1x0.90 0.90 2x0.90 1.80C_CPIED12 CPIED12 SierraCentro 2x0.45 0.90 2x0.45 0.90C_EXC2.4 EXC2.4 SierraCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74Cp huanu10 HUANU10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_MRICO10 MRICO10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_MRICO23 MRICO23 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80C_ONU50 ONU50 SierraCentro 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00Cp oroyan50 ONU50 SierraCentro 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20Cp pacha50 PACHA50 SierraCentro 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60Cp parags50 PARAG50 SierraCentro 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00C_PEDRE10 PEDRE10 SierraCentro 2x1.80 3.60 3x1.80 5.40C_PEDRE60 PEDRE60 SierraCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40PInds PINDU10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Pucall PUCAL10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Rp Pucalpa1 PUCAL138 SierraCentroCp sala10 SALA10 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp sale10 SALE10 SierraCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74C_SHOUG60 SHOUG60 SierraCentro 1x3.00 3.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00Rp tingoma2 TMAR220 SierraCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_TMARI10 TMARI10 SierraCentro 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90Cp tmari10 TMARI10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_TMORA10 TMORA10 SierraCentro 2x0.60 1.20 3x0.60 1.80 2x0.60 1.20 3x0.60 1.80C_TMORA60 TMORA60 SierraCentro 3x1.20 3.60 3x1.20 3.60 3x1.20 3.60 4x1.20 4.80C_TOCA10 TOCA10 SierraCentro 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45C_TOCA23 TOCA23 SierraCentro 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00C_TORRE8 TORRE8 SierraCentro 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_UCHU33 UCHU33 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 3x1.20 3.60 2x1.20 2.40C_VILLAC10 VILLAC10 SierraCentro 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_VILLAC60 VILLAC60 SierraCentro 1x2.40 2.40


Tabla 44: Equipos de compensación shunt en servicio para el 2007 – zona Sierra Centro


C_ACERS10 ACERS10 CostaSur 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp boti13 BOTI13 CostaSur 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_CHIB33 CHIB33 CostaSur 1x5.00 5.00 3x5.00 15.00 2x5.00 10.00 3x5.00 15.00Cp lixi14 LIXI14 CostaSur 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08Cp moq13.8 MOQU13.8 CostaSur 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80C_PQIB10 PQIB10 CostaSur 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00C_PQIB33 PQIB33 CostaSur 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00Cp rilo10 RILO10 CostaSur 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacna_17 TAC-3 CostaSur 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00Cp yar10a YAR10A CostaSur 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00Cp yar10b YAR10B CostaSur 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Rp Azang138 AZANG138 SierraSur 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp doloresp DOLOR11 SierraSur 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50Rp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50Cp yura6 YURA6 SierraSur 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00


Tabla 45: Equipos de compensación shunt en servicio para el 2007 – zona Costa y Sierra Sur



Cp aren13.8 AREN13.8 CostaNorte 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp caja60 CAJA60 CostaNorte 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp chiclan1 CHICN10 CostaNorte 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp chimbo11 CHIM13A CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp chimbo12(1) CHIM13B CostaNorte 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp Huacho 10 HCHO10 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp motup60 MOTUP10 CostaNorte 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Cp paca6b PACA6B CostaNorte 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_PAITA10 PAITA10 CostaNorte 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00Cp paita10 PAITA10 CostaNorte 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_PAITA60 PAITA60 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp paramon2 PANU220 CostaNorte 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00Cp piura10 PIURA10 CostaNorte 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Rp guadalu2 SEGUA220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp piurao_2 SEPO220 CostaNorte 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95Cp sulla10 SULLA10 CostaNorte 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60Cp supe10 SUPE10 CostaNorte 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40Rp tala_220 TALA_220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp Tayabamba TAYAB138 CostaNorte 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00C_TUMB10 TUMB10 CostaNorte 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74h7 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95h11 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83h13 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82h5 Vizca ANTA23 SierraNorte 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00h2 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79h3 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80h4 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90h5 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78h7 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53h11 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96


Min 2008 Med 2008 Max 2008 Min 2008




C_BAL10 BAL10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp bal10_1 BAL10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp bal10_2 BAL10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00Cp barr10 BARR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CANTO10 CANTO10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp cant10 CANTO10 CostaCentro 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_CAUDI10 CAUDI10 CostaCentro 2x0.74 1.48Cp chan10 CHAN10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60C_CHAVA10 CHAVA10 CostaCentro 3x8.00 24.00 3x8.00 24.00Cp chorr10 CHORR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_EMUSA10 EMUSA10 CostaCentro 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_EP10 EP10 CostaCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74Cp galv10 GALV10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp galv10b GALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp hchip10 HCHIP10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_HUARL10 HUARL10 CostaCentro 1x0.74 0.74Cp huarl10 HUARL10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp indepen2 IND220 CostaCentroC_INDUS10 INDUS10 CostaCentro 3x0.60 1.80 3x0.60 1.80 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_INFAN10 INFAN10 CostaCentro 2x0.90 1.80Cp infan10 INFAN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_INGEN10 INGEN10 CostaCentro 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_JICA10 JICA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LIMA10 LIMA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp lima10 LIMA10 CostaCentroCp lima10_2 LIMA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LURI10 LURI10 CostaCentro 1x1.20 1.20 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 1x2.40 2.40 2x2.40 4.80Cp mala10b MALA10B CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00C_MALA60 MALA60 CostaCentro 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00Cp maran10 MARAN10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20C_MARC60 MARC60 CostaCentro 2x5.00 10.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00C_MIRON10 MIRON10 CostaCentro 1x2.40 2.40 2x2.40 4.80Cp miron10 MIRON10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_NEYRA10 NEYRA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp prim10 NEYRA10 CostaCentroCp oquen10 OQUEN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_PANDO10 PANDO10 CostaCentro 2x0.74 1.48Cp Pan1 PANDO10 CostaCentro 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40Cp Pan2 PANDO10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40C_PERSH10 PERSH10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp persh10 PERSH10 CostaCentro 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40Cp plan10 PLAN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp puente10 PUEN10A CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00C_PUEN10B PUEN10B CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 4x3.00 12.00Cp sanjua10 S_JUAN10 CostaCentro 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp sisid10 SISID10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp sisid10b SISID10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp sjnetc60 SJNETC60 CostaCentro 1x30.00 30.00Cp sjuan60_1 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_2 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_3 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_SMARI10 SMARI10 CostaCentro 2x2.00 4.00 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00Cp snico13 SNICO13 CostaCentro 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55C_SROS10 SROS10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp sros10 SROS10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_TACN10 TACN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 2x6.00 12.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacn10 TACN10 CostaCentro 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40Cp tvalle10 TVALLE10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20Cp venta10 VENTA10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp vmar10 VMAR10 CostaCentro 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00Cp vsalv10 VSALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp zap1 ZAPALL10 CostaCentro 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80Cp zap2 ZAPALL10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40





C_AUCA23 AUCA23 SierraCentro 2x1.00 2.00 1x1.00 1.00 2x1.00 2.00C_AUCA60 AUCA60 SierraCentro 2x1.00 2.00 3x1.00 3.00 2x1.00 2.00C_AYA10 AYA10 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_CANG60 CANG60 SierraCentro 1x0.90 0.90 2x0.90 1.80Cp cas50 CAS50 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CHINCH10 CHINCH10 SierraCentro 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70C_CPIED12 CPIED12 SierraCentro 2x0.45 0.90C_EXC2.4 EXC2.4 SierraCentro 1x0.74 0.74Cp huanu10 HUANU10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_MRICO10 MRICO10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_MRICO23 MRICO23 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80C_ONU50 ONU50 SierraCentro 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 2x5.00 10.00 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00Cp oroyan50 ONU50 SierraCentro 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20Cp pacha50 PACHA50 SierraCentro 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60Cp parags50 PARAG50 SierraCentro 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00C_PEDRE10 PEDRE10 SierraCentro 1x1.80 1.80 3x1.80 5.40 1x1.80 1.80 3x1.80 5.40C_PEDRE60 PEDRE60 SierraCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40PInds PINDU10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Pucall PUCAL10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp sala10 SALA10 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp sale10 SALE10 SierraCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74C_SHOUG60 SHOUG60 SierraCentro 2x3.00 6.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00Rp tingoma2 TMAR220 SierraCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_TMARI10 TMARI10 SierraCentro 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 3x0.90 2.70 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70Cp tmari10 TMARI10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_TMORA10 TMORA10 SierraCentro 2x0.60 1.20 3x0.60 1.80 2x0.60 1.20 3x0.60 1.80C_TMORA60 TMORA60 SierraCentro 3x1.20 3.60 4x1.20 4.80 3x1.20 3.60 4x1.20 4.80C_TOCA10 TOCA10 SierraCentro 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45C_TOCA23 TOCA23 SierraCentro 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00C_TORRE8 TORRE8 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_UCHU33 UCHU33 SierraCentro 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80C_VILLAC10 VILLAC10 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_VILLAC60 VILLAC60 SierraCentro 1x2.40 2.40




C_ACERS10 ACERS10 CostaSur 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70Cp boti13 BOTI13 CostaSur 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_CHIB33 CHIB33 CostaSur 2x5.00 10.00 4x5.00 20.00 2x5.00 10.00 3x5.00 15.00Cp lixi14 LIXI14 CostaSur 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08Cp moq13.8 MOQU13.8 CostaSur 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80C_PQIB10 PQIB10 CostaSur 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00C_PQIB33 PQIB33 CostaSur 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00Cp rilo10 RILO10 CostaSur 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacna_17 TAC-3 CostaSur 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00Cp yar10a YAR10A CostaSur 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00Cp yar10b YAR10B CostaSur 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Rp Azang138 AZANG138 SierraSur 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp doloresp DOLOR11 SierraSur 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50Rp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50Cp yura6 YURA6 SierraSur 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00





Cp aren13.8 AREN13.8 CostaNorte 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp caja60 CAJA60 CostaNorte 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp chiclan1 CHICN10 CostaNorte 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp chimbo11 CHIM13A CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp chimbo12(1) CHIM13B CostaNorte 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp Huacho 10 HCHO10 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp motup60 MOTUP10 CostaNorte 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Cp paca6b PACA6B CostaNorte 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_PAITA10 PAITA10 CostaNorte 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00Cp paita10 PAITA10 CostaNorte 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_PAITA60 PAITA60 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp paramon2 PANU220 CostaNorte 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00Cp piura10 PIURA10 CostaNorte 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Rp guadalu2 SEGUA220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp piurao_2 SEPO220 CostaNorte 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95Cp sulla10 SULLA10 CostaNorte 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60Cp supe10 SUPE10 CostaNorte 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40Rp tala_220 TALA_220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp Tayabamba TAYAB138 CostaNorte 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00C_TUMB10 TUMB10 CostaNorte 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70h7 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95h11 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83h13 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82h5 Vizca ANTA23 SierraNorte 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00h2 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79h3 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80h4 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90h5 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78h7 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53h11 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96


Min 2009 Med 2009 Max 2009 Min 2009




C_BAL10 BAL10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp bal10_1 BAL10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp bal10_2 BAL10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00Cp barr10 BARR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CANTO10 CANTO10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp cant10 CANTO10 CostaCentro 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_CAUDI10 CAUDI10 CostaCentro 2x0.74 1.48 2x0.74 1.48Cp chan10 CHAN10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60C_CHAVA10 CHAVA10 CostaCentro 3x8.00 24.00 3x8.00 24.00Cp chorr10 CHORR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_EMUSA10 EMUSA10 CostaCentro 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_EP10 EP10 CostaCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74Cp galv10 GALV10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp galv10b GALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp hchip10 HCHIP10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_HUARL10 HUARL10 CostaCentro 1x0.74 0.74 2x0.74 1.48Cp huarl10 HUARL10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp indepen2 IND220 CostaCentroC_INDUS10 INDUS10 CostaCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_INFAN10 INFAN10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp infan10 INFAN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_INGEN10 INGEN10 CostaCentro 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_JICA10 JICA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LIMA10 LIMA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp lima10_2 LIMA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LURI10 LURI10 CostaCentro 1x1.20 1.20 4x1.20 4.80 2x2.40 4.80 1x1.20 1.20 2x1.20 2.40 4x1.20 4.80Cp mala10b MALA10B CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00C_MALA60 MALA60 CostaCentro 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00Cp maran10 MARAN10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20C_MARC60 MARC60 CostaCentro 2x5.00 10.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00C_MIRON10 MIRON10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp miron10 MIRON10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_NEYRA10 NEYRA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp oquen10 OQUEN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_PANDO10 PANDO10 CostaCentro 2x0.74 1.48 2x0.74 1.48Cp Pan1 PANDO10 CostaCentro 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40Cp Pan2 PANDO10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40C_PERSH10 PERSH10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp persh10 PERSH10 CostaCentro 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40Cp plan10 PLAN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp puente10 PUEN10A CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00C_PUEN10B PUEN10B CostaCentro 3x3.00 9.00 4x3.00 12.00 3x3.00 9.00 4x3.00 12.00Cp sanjua10 S_JUAN10 CostaCentro 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp sisid10 SISID10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp sisid10b SISID10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp sjnetc60 SJNETC60 CostaCentro 1x30.00 30.00Cp sjuan60_1 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_2 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_3 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_SMARI10 SMARI10 CostaCentro 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00 1x2.00 2.00 2x2.00 4.00Cp snico13 SNICO13 CostaCentro 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55C_SROS10 SROS10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp sros10 SROS10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_TACN10 TACN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacn10 TACN10 CostaCentro 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40Cp tvalle10 TVALLE10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20Cp venta10 VENTA10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp vmar10 VMAR10 CostaCentro 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00Cp vsalv10 VSALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp zap1 ZAPALL10 CostaCentro 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80Cp zap2 ZAPALL10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40





C_AUCA23 AUCA23 SierraCentro 1x1.00 1.00 2x1.00 2.00 1x1.00 1.00 2x1.00 2.00C_AUCA60 AUCA60 SierraCentro 2x1.00 2.00 2x1.00 2.00C_AYA10 AYA10 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_CANG60 CANG60 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp cas50 CAS50 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CHINCH10 CHINCH10 SierraCentro 3x0.90 2.70 5x0.90 4.50C_CPIED12 CPIED12 SierraCentroC_EXC2.4 EXC2.4 SierraCentroCp huanu10 HUANU10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_MRICO10 MRICO10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_MRICO23 MRICO23 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80C_ONU50 ONU50 SierraCentro 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 4x5.00 20.00 6x5.00 30.00 6x5.00 30.00Cp oroyan50 ONU50 SierraCentro 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20Cp pacha50 PACHA50 SierraCentro 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60Cp parags50 PARAG50 SierraCentro 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00C_PEDRE10 PEDRE10 SierraCentro 2x1.80 3.60 3x1.80 5.40 2x1.80 3.60 3x1.80 5.40C_PEDRE60 PEDRE60 SierraCentro 1x2.40 2.40 2x2.40 4.80PInds PINDU10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Pucall PUCAL10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp sala10 SALA10 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp sale10 SALE10 SierraCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74C_SHOUG60 SHOUG60 SierraCentro 2x3.00 6.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00Rp tingoma2 TMAR220 SierraCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_TMARI10 TMARI10 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70Cp tmari10 TMARI10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_TMORA10 TMORA10 SierraCentro 3x0.60 1.80 3x0.60 1.80 3x0.60 1.80 3x0.60 1.80C_TMORA60 TMORA60 SierraCentro 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 5x1.20 6.00C_TOCA10 TOCA10 SierraCentro 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45C_TOCA23 TOCA23 SierraCentro 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00C_TORRE8 TORRE8 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_UCHU33 UCHU33 SierraCentro 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 3x2.40 7.20 3x2.40 7.20C_VILLAC10 VILLAC10 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 3x1.20 3.60 3x1.20 3.60C_VILLAC60 VILLAC60 SierraCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40




C_ACERS10 ACERS10 CostaSur 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 1x0.90 0.90 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70Cp boti13 BOTI13 CostaSur 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_CHIB33 CHIB33 CostaSur 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00Cp lixi14 LIXI14 CostaSur 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08Cp moq13.8 MOQU13.8 CostaSur 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80C_PQIB10 PQIB10 CostaSur 1x5.00 5.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00 1x5.00 5.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00C_PQIB33 PQIB33 CostaSur 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00Cp rilo10 RILO10 CostaSur 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacna_17 TAC-3 CostaSur 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00Cp yar10a YAR10A CostaSur 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00Cp yar10b YAR10B CostaSur 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Rp Azang138 AZANG138 SierraSur 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp doloresp DOLOR11 SierraSur 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50Rp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50Cp yura6 YURA6 SierraSur 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00





Cp aren13.8 AREN13.8 CostaNorte 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp caja60 CAJA60 CostaNorte 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp chiclan1 CHICN10 CostaNorte 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp chimbo11 CHIM13A CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp chimbo12(1) CHIM13B CostaNorte 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp Huacho 10 HCHO10 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp motup60 MOTUP10 CostaNorte 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Cp paca6b PACA6B CostaNorte 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_PAITA10 PAITA10 CostaNorte 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00Cp paita10 PAITA10 CostaNorte 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_PAITA60 PAITA60 CostaNorte 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Rp paramon2 PANU220 CostaNorte 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00 1x40.00 40.00Cp piura10 PIURA10 CostaNorte 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Rp guadalu2 SEGUA220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp piurao_2 SEPO220 CostaNorte 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95 1x21.95 21.95Cp sulla10 SULLA10 CostaNorte 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60 1x3.60 3.60Cp supe10 SUPE10 CostaNorte 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40Rp tala_220 TALA_220 CostaNorte 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Rp Tayabamba TAYAB138 CostaNorte 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00C_TUMB10 TUMB10 CostaNorte 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70 3x0.90 2.70h7 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95 1x2.95 2.95h11 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83 1x5.83 5.83h13 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82 1x5.82 5.82h5 Vizca ANTA23 SierraNorte 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00 1x46.00 46.00h2 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79 1x5.79 5.79h3 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80 1x5.80 5.80h4 Antam ANTA23 SierraNorte 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90 1x2.90 2.90h5 Antam ANTA23 SierraNorte 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78 1x5.78 5.78h7 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53 1x26.53 26.53h11 Vizca Vizcarra_Filtro SierraNorte 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96 1x8.96 8.96


Min 2010 Med 2010 Max 2010 Min 2010




C_BAL10 BAL10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp bal10_1 BAL10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp bal10_2 BAL10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00Cp barr10 BARR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CANTO10 CANTO10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp cant10 CANTO10 CostaCentro 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 1x4.80 4.80 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_CAUDI10 CAUDI10 CostaCentro 2x0.74 1.48 2x0.74 1.48Cp chan10 CHAN10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60C_CHAVA10 CHAVA10 CostaCentro 3x8.00 24.00 3x8.00 24.00Cp chorr10 CHORR10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_EMUSA10 EMUSA10 CostaCentro 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90 1x0.90 0.90C_EP10 EP10 CostaCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74Cp galv10 GALV10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp galv10b GALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp hchip10 HCHIP10 CostaCentro 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00 1x4.00 4.00C_HUARL10 HUARL10 CostaCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74Cp huarl10 HUARL10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60C_INDUS10 INDUS10 CostaCentro 4x0.60 2.40 4x0.60 2.40 3x0.60 1.80 4x0.60 2.40C_INFAN10 INFAN10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp infan10 INFAN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_INGEN10 INGEN10 CostaCentro 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_JICA10 JICA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LIMA10 LIMA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp lima10_2 LIMA10 CostaCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_LURI10 LURI10 CostaCentro 1x1.20 1.20 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 1x1.20 1.20 2x1.20 2.40 4x1.20 4.80Cp mala10b MALA10B CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00C_MALA60 MALA60 CostaCentro 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 2x2.00 4.00 3x2.00 6.00 3x2.00 6.00Cp maran10 MARAN10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20C_MARC60 MARC60 CostaCentro 2x5.00 10.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 2x5.00 10.00 2x5.00 10.00 3x5.00 15.00C_MIRON10 MIRON10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80Cp miron10 MIRON10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_NEYRA10 NEYRA10 CostaCentro 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00 1x3.00 3.00Cp oquen10 OQUEN10 CostaCentro 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80 1x4.80 4.80C_PANDO10 PANDO10 CostaCentro 2x0.74 1.48 2x0.74 1.48Cp Pan1 PANDO10 CostaCentro 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40 3x1.80 5.40Cp Pan2 PANDO10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40C_PERSH10 PERSH10 CostaCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80Cp persh10 PERSH10 CostaCentro 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40 4x1.80 7.20 8x1.80 14.40 8x1.80 14.40Cp plan10 PLAN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp puente10 PUEN10A CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00C_PUEN10B PUEN10B CostaCentro 3x3.00 9.00 4x3.00 12.00 3x3.00 9.00 4x3.00 12.00Cp sanjua10 S_JUAN10 CostaCentro 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00 1x15.00 15.00Cp sisid10 SISID10 CostaCentro 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00 1x8.00 8.00Cp sisid10b SISID10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp sjuan60_1 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_2 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00Cp sjuan60_3 SJUAN60 CostaCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_SMARI10 SMARI10 CostaCentro 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00 2x2.00 4.00Cp snico13 SNICO13 CostaCentro 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55 1x5.55 5.55C_SROS10 SROS10 CostaCentro 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 2x2.40 4.80 3x2.40 7.20Cp sros10 SROS10 CostaCentro 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60 2x4.80 9.60C_TACN10 TACN10 CostaCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacn10 TACN10 CostaCentro 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40 3x4.80 14.40Cp tvalle10 TVALLE10 CostaCentro 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20 4x1.80 7.20Cp venta10 VENTA10 CostaCentro 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60 2x1.80 3.60Cp vmar10 VMAR10 CostaCentro 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00 2x4.00 8.00Cp vsalv10 VSALV10 CostaCentro 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00Cp zap1 ZAPALL10 CostaCentro 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80Cp zap2 ZAPALL10 CostaCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40





C_AUCA23 AUCA23 SierraCentro 1x1.00 1.00 2x1.00 2.00 1x1.00 1.00 2x1.00 2.00C_AUCA60 AUCA60 SierraCentro 2x1.00 2.00 2x1.00 2.00C_AYA10 AYA10 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40C_CANG60 CANG60 SierraCentro 2x0.90 1.80 1x0.90 0.90 2x0.90 1.80Cp cas50 CAS50 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00C_CHINCH10 CHINCH10 SierraCentro 1x0.90 0.90 5x0.90 4.50 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 6x0.90 5.40Cp huanu10 HUANU10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_MRICO10 MRICO10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60C_MRICO23 MRICO23 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80C_ONU50 ONU50 SierraCentro 4x5.00 20.00 6x5.00 30.00 6x5.00 30.00 4x5.00 20.00 8x5.00 40.00 8x5.00 40.00Cp oroyan50 ONU50 SierraCentro 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20 2x9.60 19.20Cp pacha50 PACHA50 SierraCentro 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60 1x9.60 9.60Cp parags50 PARAG50 SierraCentro 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00 1x12.00 12.00C_PEDRE10 PEDRE10 SierraCentro 2x1.80 3.60 3x1.80 5.40 2x1.80 3.60 3x1.80 5.40C_PEDRE60 PEDRE60 SierraCentro 1x2.40 2.40 2x2.40 4.80 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40PInds PINDU10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Pucall PUCAL10 SierraCentro 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60 1x0.60 0.60Cp sala10 SALA10 SierraCentro 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp sale10 SALE10 SierraCentro 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74 1x0.74 0.74C_SHOUG60 SHOUG60 SierraCentro 2x3.00 6.00 3x3.00 9.00 3x3.00 9.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 3x3.00 9.00Rp tingoma2 TMAR220 SierraCentro 1x30.00 30.00 1x30.00 30.00C_TMARI10 TMARI10 SierraCentro 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 2x0.90 1.80 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70Cp tmari10 TMARI10 SierraCentro 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00C_TMORA10 TMORA10 SierraCentro 3x0.60 1.80 4x0.60 2.40 1x0.60 0.60 3x0.60 1.80 4x0.60 2.40C_TMORA60 TMORA60 SierraCentro 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80 1x1.20 1.20 4x1.20 4.80 4x1.20 4.80C_TOCA10 TOCA10 SierraCentro 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45C_TOCA23 TOCA23 SierraCentro 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00C_TORRE8 TORRE8 SierraCentro 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 2x1.20 2.40 3x1.20 3.60 3x1.20 3.60C_UCHU33 UCHU33 SierraCentro 3x2.40 7.20 3x2.40 7.20 3x2.40 7.20 3x2.40 7.20C_VILLAC10 VILLAC10 SierraCentro 3x1.20 3.60 3x1.20 3.60 4x1.20 4.80 3x1.20 3.60C_VILLAC60 VILLAC60 SierraCentro 1x2.40 2.40 1x2.40 2.40




C_ACERS10 ACERS10 CostaSur 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 1x0.90 0.90 2x0.90 1.80 3x0.90 2.70 1x0.90 0.90Cp boti13 BOTI13 CostaSur 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20 1x1.20 1.20C_CHIB33 CHIB33 CostaSur 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00Cp lixi14 LIXI14 CostaSur 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08 1x7.08 7.08Cp moq13.8 MOQU13.8 CostaSur 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80 1x1.80 1.80C_PQIB10 PQIB10 CostaSur 1x5.00 5.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00 1x5.00 5.00 3x5.00 15.00 3x5.00 15.00C_PQIB33 PQIB33 CostaSur 4x2.00 8.00 4x2.00 8.00 4x2.00 8.00 5x2.00 10.00Cp rilo10 RILO10 CostaSur 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00 1x6.00 6.00Cp tacna_17 TAC-3 CostaSur 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00 1x2.00 2.00Cp yar10a YAR10A CostaSur 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00 1x1.00 1.00Cp yar10b YAR10B CostaSur 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45 1x0.45 0.45Rp Azang138 AZANG138 SierraSur 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00 1x20.00 20.00Cp doloresp DOLOR11 SierraSur 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 1x2.50 2.50 2x2.50 5.00Rp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x5.00 5.00 1x5.00 5.00Cp juliaca7 JULIAN10 SierraSur 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50 1x7.50 7.50Cp yura6 YURA6 SierraSur 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00 2x3.00 6.00



Respecto de los elementos de compensación, el momento oportuno de efectuar el cambio de status de los mismos no puede ser determinado en este estudio, debido a que sólo se han considerado estados puntuales de carga representativos para efectos del diseño, y son los Distribuidores y Operadores del SEIN quienes pueden encontrar la mejor oportunidad para la conexión/desconexión de los elementos de compensación entre los estados de carga que se han tomado en cuenta. Para ello sería recomendable “flexibilizar” la aplicación de sanciones durante la etapa de implementación, a fin de que los Agentes Distribuidores puedan seleccionar el momento oportuno de las maniobras a través de las mediciones efectuadas durante un cierto período de muestreo, y sopesando la sensibilidad en los resultados del factor de potencia a la ubicación nodal de los equipos de compensación que se recomiendan instalar.


Name Grid HV-Side LV-Side BusBusbar Busbar Contr. Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu

tr2 altchi11 CostaNorte ALTCHI138 ALTCHI13.8 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.000 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 altchi12 CostaNorte ALTCHI138 ALTCHI13.8 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.000 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 carz_801 CostaNorte CARAZ66 CARAZ13 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chi_671 CostaNorte CHICL60 CHICN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chi_672 CostaNorte CHICL60 CHICN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 hualm_801 CostaNorte HUALM66 HCHO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 hualm_802 CostaNorte HUALM66 HCHO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 huarz_801 CostaNorte HUARZ66 HUARZ13 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 lam_801 CostaNorte LAMBA60 LAMBA10 LV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 0.970 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr2 pac_671 CostaNorte CPACA60 PACA6A LV 0.996 0.971 0.972 0.998 0.970 0.970 0.992 0.970 0.970 0.993 0.970 0.970 0.994 0.970 0.970 0.996 0.970 0.970 0.997 0.970 0.970tr2 pac_803 CostaNorte PACA60 PACAS10 LV 0.987 0.975 1.023 0.970 0.970 1.030 0.970 0.981 1.030 0.971 1.009 1.030 0.970 1.018 1.030 0.970 1.029 1.030 0.970 1.030 1.030tr2 pier_801 CostaNorte PIERI138 PIER10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pier_802 CostaNorte PIERI138 PIER10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 porv_801 CostaNorte PORV138_1 PORVE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sech_801 CostaNorte SECHU60 SECHU10 LV 0.984 0.971 0.984 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.971 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970 0.970tr2 sih_801 CostaNorte SIHUA66 SIHUA2 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sup_801 CostaNorte SUPE66 SUPE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.972 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 trujn_801 CostaNorte SETNOR1 Tru_NoB LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 uni_801 CostaNorte UNION60 UNION10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010

Set-Point Av. 2009 Set-Point Est. 2009 Set-Point Av. 2010 Set-Point Est. 2010Set-Point Av. 2007 Set-Point Est. 2007 Set-Point Av. 2008 Set-Point Est. 2008

Tabla 58: Set-Point de los Transf. a 2 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa Norte



tr2 ancon_801 CostaCentro ANCON60 ANCON10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 barr_801 CostaCentro BARR60 BARR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 barr_802 CostaCentro BARR60 BARR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 barr_803 CostaCentro BARR60 BARR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 barsi_801 CostaCentro BARSI60 BARSI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 barsi_802 CostaCentro BARSI60 BARSI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 caud_801 CostaCentro CAUDI60 CAUDI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 caud_802 CostaCentro CAUDI60 CAUDI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 cgran_801 CostaCentro CANTO60 CANTO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 cgran_802 CostaCentro CANTO60 CANTO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chanc_801 CostaCentro CHAN60 CHAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chava_801 CostaCentro CHAVA60 CHAVA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chava_802 CostaCentro CHAVA60 CHAVA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chava_803 CostaCentro CHAVA60 CHAVA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 Chilca_TR2 CostaCentro Chilca60 Chilca10B LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chorr_801 CostaCentro CHORR60 CHORR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chorr_802 CostaCentro CHORR60 CHORR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 cieneg_801 CostaCentro PLAN60 CIEN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.003 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 enapu_801 CostaCentro ENAPU60 ENAPU10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.012 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 galv_801 CostaCentro GALV60 GALV10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 galv_802 CostaCentro GALV60 GALV10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 huarl_801 CostaCentro HUARAL60 HUARL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 indust_801 CostaCentro INDUS60 INDUS10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 inf_801 CostaCentro INFAN60 INFAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 inf_802 CostaCentro INFAN60 INFAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 ipen_801 CostaCentro IPEN60 IPEN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.029 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 jica_801 CostaCentro JICA60 JICA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 jica_802 CostaCentro JICA60 JICA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 lima_801 CostaCentro LIMA60 LIMA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 lima_802 CostaCentro LIMA60 LIMA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 lima_803 CostaCentro LIMA60 LIMA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 luri_801 CostaCentro LURI60 LURI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 mala_801 CostaCentro MALA60 MALA10A LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 mala_802 CostaCentro MALA60 MALA10B LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 maran_801 CostaCentro MARAN60 MARAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 maran_802 CostaCentro MARAN60 MARAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 59: Set-Point de los Transf. a 2 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa Centro (1)



tr2 mir_801 CostaCentro MIRON60 MIRON10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 mir_803 CostaCentro MIRON60 MIRON10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 mir_82 CostaCentro MIRON60 MIRON10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 nar_801 CostaCentro NARA60 NARA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 nar_802 CostaCentro NARA60 NARA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 oquen_801 CostaCentro OQUEN60 OQUEN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 oquen_802 CostaCentro OQUEN60 OQUEN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pacha_801 CostaCentro PACHA60 PACHA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pacif_801 CostaCentro PACIF60 PACIF10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pacif_802 CostaCentro PACIF60 PACIF10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pampill_801 CostaCentro PAMPI60 PAMPI4 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pando_801 CostaCentro PANDO60 PANDO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pando_802 CostaCentro PANDO60 PANDO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 persh_801 CostaCentro PERSH60 PERSH10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 persh_802 CostaCentro PERSH60 PERSH10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 planic_801 CostaCentro PLAN60 PLAN10 LV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 0.970 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr2 ppied_801 CostaCentro PPIED60 PPIED10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.026 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 ppied_802 CostaCentro PPIED60 PPIED10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.026 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 rzinc_801 CostaCentro REFZN220 REFZN30 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sbart_801 CostaCentro SBART60 SBART10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sima_801 CostaCentro SIMA60 SIMA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sisid_801 CostaCentro SISID60B SISID10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 smari_801 CostaCentro SMARI60 SMARI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 smari_802 CostaCentro SMARI60 SMARI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sro_671 CostaCentro SROSV60B SROS10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sro_672 CostaCentro SROSV60B SROS10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sro_673 CostaCentro SROSV60B SROS10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sro_674 CostaCentro SROSV60B SROS10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tacna_801 CostaCentro TACN60 TACN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tacna_802 CostaCentro TACN60 TACN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tacna_803 CostaCentro TACN60 TACN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 trene_801 CostaCentro TRENE60 TRENE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tvalle_81 CostaCentro TVALLE60 TVALLE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tvalle_82 CostaCentro TVALLE60 TVALLE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 vent_801 CostaCentro VENTA60 VENTA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 vmaria_801 CostaCentro VMAR60 VMAR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 vsalv_801 CostaCentro VSALV60 VSALV10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 zap_801 CostaCentro ZAPALL60 ZAPALL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.016 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 60: Set-Point de los Transf. a 2 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa Centro (2)



tr2 altol_801 SierraCentro ALTOL60 ALTOL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 carmen_801 SierraCentro CARME60 CARME10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chinch_801 SierraCentro CHIN60 CHINCH10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chinch_802 SierraCentro CHIN60 CHINCH10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chos_801 SierraCentro CHOSI60 CHOSI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 condor_801 SierraCentro COND138 COND44 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 huanu_11 SierraCentro HUANU HUANU10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.950 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 ican_801 SierraCentro ICAN60 ICAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 ican_802 SierraCentro ICAN60 ICAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 marh_801 SierraCentro MAHR50 MAHRT2 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.950 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 nazc_801 SierraCentro NAZCA60 NAZCA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pedre_801 SierraCentro PEDRE60 PEDRE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pisco_801 SierraCentro PISCO60 PISCO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pqind_801 SierraCentro PQIND60 PQIND10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sale_801 SierraCentro SALE60 SALE10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 shougang_1 SierraCentro SHOUG60 Mina34 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 surco_801 SierraCentro SURCO60 SURCO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tacam_801 SierraCentro TACAM60 TACAM10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tmaria_801 SierraCentro TMAR138 TMARI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tmora_801 SierraCentro TMORA60 TMORA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 61: Set-Point de los Transf. a 2 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Sierra Centro

Name Grid HV-Side LV-Side Bus

Busbar Busbar Contr. Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx putr2 cha_371 CostaSur CHALL33 CHAL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chi_131 CostaSur CHIL138 CHIB33 LV 1.026 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.025 1.030 1.030 1.027 1.030 1.030 1.028 1.030 1.030 1.030 1.030 1.027 1.030 1.030 1.030tr2 chilina_801 CostaSur CHIB33 CHIL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.979 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 chilina_802 CostaSur CHIB33 CHIL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.979 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 ilo_178 CostaSur SPCC138 ILO1_A LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 ilo_179 CostaSur SPCC138 ILO1_A LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 jes_801 CostaSur JESUS33 JESUS10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pqib_801 CostaSur PQIB33 PQIB10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 pqib_802 CostaSur PQIB33 PQIB10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 PSulf_1 CostaSur CVER220 PSULF23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 PSulf_2 CostaSur CVER220 PSULF23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 PSulf_3 CostaSur CVER220 PSULF23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 soc_131 CostaSur SOCA138 SOCA33 LV 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr2 soc_132 CostaSur SOCA138 SOCA33 LV 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr2 tac_671 CostaSur TACNA66 TAC-3 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.007 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tac_672 CostaSur TACNA66 TAC-1 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.007 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 antau_801 SierraSur ANTAU60 ANTAU23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 sra_171 SierraSur SRAF138 SRAF10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tin_172 SierraSur TINTA138 T_OXIDOS LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.971 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr2 tin_173 SierraSur TINTA138 TINTA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 62: Set-Point de los Transf. a 2 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa y Sierra Sur


Name Grid HV-Side MV-Side LV-Side Bus

Busbar Busbar Busbar Contr. Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx puMCH_1671 CostaNorte MACHA138 MACHA69 MACHALA_13.8MV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000MCH_2671 CostaNorte MACHA220 MACHA69 MCH_13.8 MV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.030 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 Llacuabamba_1CostaNorte LLACUA138 Llacuab23 Llacuab10 MV 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 0.970 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015tr3 Sihuas_1 CostaNorte SIHU138 SIHUA60 SIHUA23 MV 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 0.970 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015tr3 Tayabamba_1CostaNorte TAYAB138 Tayab23 Tayab10 MV 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 0.970 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015 1.015tr3 anda_8001 CostaNorte ANDA66 ANDA23 ANDA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.000 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 cajb_8001 CostaNorte CAJAB60 CAJAB23 CAJAB10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.020 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 cajn_8001 CostaNorte CAJA220 CAJAN60 CAJAN10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.016 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 carh_8001 CostaNorte CARHU220 CARH60 CARH23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.999 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 cay_8001 CostaNorte CAYAL60 CAYAL23 CAYAL10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.028 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 chil_8001 CostaNorte CHILET60 CHILET23 CHILET10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.011 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 chis_8001 CostaNorte CHIS138 CHIS66 CHIS13 LV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.030 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 chul_8001 CostaNorte CHULU60 CHUL23 CHUL10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 const_8001 CostaNorte CONST60 CONST23 CONST10 MV 0.992 1.016 1.002 1.015 1.029 1.029 1.016 1.012 1.027 0.986 1.014 1.021 1.030 1.014 1.026 1.009 1.009 1.028 1.018 1.024 0.970tr3 hcho_8001 CostaNorte HCHO220 HCHO66 HUACH10 MV 1.029 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 huarm_8001 CostaNorte HUARM66 HUARM23 HUARM10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 illm_8001 CostaNorte ILLIMO60 ILLIMO23 ILLIMO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 manc_8001 CostaNorte MANC60 MANC23 MANC10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.028 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 mot_8001 CostaNorte MOTIL138 MOTIL35 MOTIL7 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 pai_6771 CostaNorte PAITA60 PAITA10 PAITA416 MV 1.013 1.030 1.029 1.030 1.030 0.970 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 0.970tr3 paj_801 CostaNorte PAJUE60 PAJUE23 PAJUE10 MV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.030 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 pall_8001 CostaNorte PALL66 PALL23 PALL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.971 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 par_2671 CostaNorte PANU220 PAN66 PAN10 MV 1.029 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 piucentro_621CostaNorte PIURA60 PIURA23 PIURA10 LV 0.977 1.030 1.029 0.970 1.030 0.970 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 0.970tr3 pom_8001 CostaNorte POMAL60 POMAL23 POMAL10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 sco_1371 CostaNorte CAO138 TRUP35 TRUPAL LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 setnor_121 CostaNorte SETNOR1 SETNOR23 TRU_NO LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 temb_8001 CostaNorte TEMB60 TEMB13 TEMB2.3 MV 1.001 1.006 1.006 1.015 1.025 1.004 1.001 1.030 1.015 1.003 1.027 1.018 1.027 1.023 1.015 1.007 1.018 1.010 1.030 1.028 1.009tr3 tum_8001 CostaNorte TUMAN60 TUMAN23 TUMAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 tumb_8001 CostaNorte TUMB60 MERC33 TUMB10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.982 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 zar_8001 CostaNorte ZARU60 ZARU23 ZARU10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 zor_2671 CostaNorte ZORRI220 ZORRI60 ZORRI10 MV 1.030 1.030 1.030 1.023 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030


Tabla 63: Set-Point de los Transf. a 3 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa Norte


Name Grid HV-Side MV-Side LV-Side BusBusbar Busbar Busbar Contr. Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu

Balnerarios TR5 CostaCentro BAL60 BALN23 BAL10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010ChavarriaTR5 CostaCentro UNI60 UNI23 UNI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010CorpacTR1 CostaCentro Corpac60 Corpc23 Corpc10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010Neyra TR4 CostaCentro NEYRA60 Neyra23 NEYRA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.000 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010Puente TR4 CostaCentro PUENT60 PUEN23 PUEN10A LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010SJuan TR2 CostaCentro SJUAN60 SJUAN23 SJUAN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010Salamanca TR2 CostaCentro SALAM60 SALA23 SALA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010VillaMaria TR3 CostaCentro VMAR60 VMAR23 VMAR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 Chillon_TR2 CostaCentro Chillon60 Chillon23 Chillon10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 Huandoy TR1 CostaCentro Huand60 Huand23 Huand10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 Ingenieros_1 CostaCentro INGEN60 INGEN23 INGEN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 Zarate_TR1 CostaCentro Zarate60 Zarate23 Zarate10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 ica_2671 CostaCentro ICA220 ICA_60 ICA10 MV 1.020 1.020 1.020 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.027 0.994 1.030 1.019 1.030 1.030 1.018 1.030 1.030 1.006 1.030 1.030 1.005 1.030 1.030 1.009tr3 ind_2671 CostaCentro IND220 IND60 IND10A MV 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 ind_2672 CostaCentro IND220 IND60 IND10B MV 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 mar_2671 CostaCentro MARC220 MARC60 SEM_10 MV 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.030 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005tr3 mrico_8001 CostaCentro MRICO60 MRICO23 MRICO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.001 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 nana_8001 CostaCentro NANA NANA23 NANA10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 prade_8001 CostaCentro PRAD60 PRADE23 PRADE10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 sanit_8001 CostaCentro SANIT60 SANIT23 SANIT10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 sclar_8001 CostaCentro SCLAR60 SCLAR23 SCLAR10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.998 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 sisid_8001 CostaCentro SISID60A SISID23 SISDR10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 64: Set-Point de los Transf. a 3 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa Centro



ICA TR2 SierraCentro ICA220 ICA_60 ICA10 MV 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020Marcona_TR2 SierraCentro MARC220 MARC60 SEM_10B MV 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005 1.005tr3 CLindo SierraCentro Desierto220 Desierto60 Desierto23 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 agu_2171 SierraCentro AGUA220 AGUA138 AGUA23 MV 1.010 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.019 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 auca_8001 SierraCentro AUCA138 AUCA60 AUCA23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.991 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 aya_8001 SierraCentro AYA60 AYA23 AYA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 bunion_8001 SierraCentro BUNIO60 BUNIO23 BUNIO10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 cant_261 SierraCentro CANTE220 CANTE60 CANTE10 LV 1.027 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 carhuam_8001SierraCentro CARHUA50 CARHUA23 CARHUA13 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 cobriz_8001 SierraCentro COBR69 COBRI10 COBRI4 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 conce_8001 SierraCentro DCONCE60 CONCE13 CONCE6 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.997 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 hua_2671 SierraCentro HVELI220 HVELIC60 HVELI10 MV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 0.970 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 huanu_8001 SierraCentro HUANU HUANU23 HUANU10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 huy_2671 SierraCentro HUAYU220 HUAYU60 HUAYU10 MV 0.985 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030tr3 huy_2672 SierraCentro HUAYU220 HUAYU60 HUAYU10 MV 0.985 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030 0.970 1.030 1.030tr3 jauja_8001 SierraCentro JAUJA60 JAUJA13 JAUJA10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.971 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 oro_2571 SierraCentro ONU220 ONU50 ONU13A MV 1.000 1.000 1.000 1.008 1.002 1.003 1.009 1.004 1.000 1.008 1.003 1.002 1.008 1.007 1.002 1.008 1.006 1.005 1.008 1.007 1.000 1.008 1.008 1.007tr3 oxap_8001 SierraCentro OXA138 OXA60 OXA23 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 palpa_8001 SierraCentro PALP60 PALP23 PALP10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 pamp_8001 SierraCentro PAMP69 PAMP23 PAMP10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 par_2171 SierraCentro PARAG220 PARAGII PARAG10 MV 0.885 0.881 0.882 0.888 0.882 0.878 0.886 0.881 0.879 0.886 0.881 0.878 0.887 0.881 0.879 0.887 0.882 0.879 0.888 0.882 0.879tr3 parac_8001 SierraCentro PARAC60 PARAC23 PARAC10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 puc_1671 SierraCentro PUCAL138 PINDU60 PUCALL10 MV 0.980 0.972 1.029 0.970 0.970 1.030 0.970 0.970 1.030 0.970 0.997 1.030 0.970 1.007 1.030 0.970 1.029 1.030 0.970 1.030 1.030tr3 puc_6371 SierraCentro PUCAL60 PUCAL23 PUCAL10 LV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.011 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 puc_6372 SierraCentro PINDU60 CVERD23 PINDU10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 puquio_8001 SierraCentro PUQUI60 PUQUI23 PUQUI10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 smarg_8001 SierraCentro SMARG60 SMARG23 SMARG10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 smateo_8001 SierraCentro SMATE60 SMATE23 SMATE10 LV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 0.970 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 tarma_8001 SierraCentro TARMA44 TARMA23 TARMA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 tin_2171 SierraCentro TMAR220 TMAR138 TMAR10 MV 0.970 0.970 0.983 0.970 0.970 0.985 0.970 0.970 0.989 0.970 0.970 0.989 0.970 0.970 0.995 0.970 0.970 1.001 0.970 0.970 0.999tr3 toca_8001 SierraCentro TOCA138 TOCA23 TOCA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 uchu_8001 SierraCentro UCHU138 UCHU33 UCHU2 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 65: Set-Point de los Transf. a 3 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Sierra Centro



tr3 alto_8001 CostaSur ALTO138 ALTO60 MAJES10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 her_2671 CostaSur HERO22 HERO66 HERO10 MV 1.017 1.029 1.027 1.030 1.030 1.021 1.030 1.021 1.004 1.018 1.018 1.003 1.030 1.017 1.022tr3 moll_8001 CostaSur MOLL138 MOLL66 MOLL33 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 repart_8001 CostaSur REPA138 REPA23 REPA10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010Juliaca_TR2 SierraSur JULIA138 JULIA23 Julia10B LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 abanc_8001 SierraSur ABAN138 ABAN60 ABAN13 MV 1.000 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 0.970 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020tr3 andy_8001 SierraSur ANDY60 ANDY23 ANDY13 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.974 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 ares_162 SierraSur ARES138 ARES66 ARES22 MV 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.030 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020tr3 aza_1671 SierraSur AZANG138 AZANG60 AZANG23 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.030 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 cachim_8001 SierraSur INCA138 INCA60 CACH23 MV 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 0.970 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020tr3 chalh_8001 SierraSur CHAL60 CHALH23 CHALH10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.996 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 chuq_8001 SierraSur CHUQ60 CHUQ23 CHUQ10 LV 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 0.999 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000tr3 cll_1671 SierraSur CALLA138 CALLAL66 CALLAL23 LV 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030tr3 ilave_8001 SierraSur ILAVE60 ILAVE23 ILAVE10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.971 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 jul_1671 SierraSur JULIA138 JULIA60 JULIAN10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 pomat_8001 SierraSur POMAT60 POMAT23 POMAT10 MV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.974 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 pucart_8001 SierraSur PAUCA60 PAUC23 PAUC10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.971 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010tr3 pun_2172 SierraSur PUNO138 TOTO60 CHUCU23 MV 0.997 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.030 1.014 1.030 1.030tr3 que_1371 SierraSur QUEN138 QUEN33 QUEN10 LV 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 0.970 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010 1.010


Tabla 66: Set-Point de los Transf. a 3 arroll. con variador de toma bajo carga – zona Costa y Sierra Sur

Name Grid Terminal BusBusbar Contr. Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu Mn pu Md pu Mx pu

SVC Vizcarra SierraNorte Vizcarra_SVC VIZC220 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020 1.020svc Balneario CostaCentro SVCBAL BAL60 1.035 1.040 1.040 1.035 1.040 1.040 1.035 1.040 1.040 1.025 1.040 1.030 1.030 1.030 1.033 1.030 1.030 1.033 1.030 1.030 1.030 1.033 1.030 1.030svc Carhuamayo SierraCentro SVCCARHUA CARHUA50 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000svc Chavarria CostaCentro SVCCHAV CHAVA60 1.030 1.036 1.025 1.029 1.036 1.025 1.030 1.036 1.040 1.020 1.035 1.040 1.018 1.030 1.040 1.017 1.035 1.040 1.015 1.035 1.030 1.022 1.035 1.030svc Chiclayo CostaNorte SVCCHI CHICL-O6 1.035 1.050 1.050 1.025 1.040 1.050 1.035 1.040 1.050 1.025 1.040 1.050 1.025 1.043 1.050 1.030 1.043 1.050 1.030 1.043 1.050 1.033 1.046 1.050svc svctrj CostaNorte SVCTRJ SETNOR1 1.020 1.020 1.020 1.020 1.022 1.025 1.020 1.022 1.025 1.025 1.022 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025 1.025svc tintaya SierraSur TINT10 TINTA138 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000

Set-Point Av. 2007 Set-Point Est. 2007 Set-Point Av. 2008 Set-Point Est. 2008 Set-Point Av. 2009 Set-Point Est. 2009 Set-Point Av. 2010 Set-Point Est. 2010

Tabla 67: Set-Point de la barra controlada por los dispositivos SVC


3.2.5.2 Las barras “claves” del SEIN en la operación con el Plan de equipamientos La operación del sistema es un curso continuo durante las 24 hs del día, y si bien los estados operativos empleados como hipótesis del estudio señalan las recomendaciones específicas en cada caso particular, es preciso indicar también las condiciones de operación durante la transición entre los estados de referencia. Esto debe efectuarse mediante “órdenes de servicio” para los operadores del sistema, en función de su experiencia y conocimiento de las circunstancias particulares en cada zona del sistema, puesto que la demanda evoluciona en cada caso de manera particular. A juicio de este Consultor, una manera de facilitar la redacción de las órdenes de servicio correspondientes, y ayudar al monitoreo de las condiciones necesarias para el cumplimiento de los resultados del Estudio, es especificar la tensión de referencia en las barras “claves” (ver elenco en Tabla 68: Elenco por zonas del SEIN de las barras “claves” seleccionadas)del sistema que pueden servir de testigo para los diversos estados de carga contemplados, y la sensibilidad de la variación de tensión en dichos nodos con respecto a los recursos disponibles de control (máquinas y SVC´s).

Nombre barra "clave" zonaZORRITOS 220kV CostaNorteTALARA 220kV CostaNortePIURA OESTE 220kV CostaNorteCHICLAYO OESTE 220kV CostaNorteGUADALUPE 220kV CostaNorteTRUJILLO NORTE 220kV CostaNorteCHIMBOTE 220kV CostaNortePARAMONGA NUEVA 220kV CostaNorteVIZCARRA 220kV SierraNorte

Nombre barra "clave" zonaCHAVARRIA 220kV CostaCentroBARSI 220kV CostaCentroSANTA ROSA 220kV CostaCentroBALNEARIOS 220kV CostaCentroSAN JUAN 220kV CostaCentroCHILCA 220kV CostaCentroINDEPENDENCIA 220kV CostaCentroCAMPO ARMIÑO 220kV SierraCentroOROYA NUEVA 220kV SierraCentroAGUAYTIA 220kV SierraCentroCARHUAMAYO 220kV SierraCentroPARAGSHA 138kV SierraCentro

Nombre barra "clave" zonaSOCABAYA 220kV CostaSurMOQUEGUA 220kV CostaSurILO 1 138kV CostaSurSANTUARIO 138kV CostaSurPUNO 220kV SierraSurMACHUPICCHU 138kV SierraSurTINTAYA 138kV SierraSurAZANGARO 138kV SierraSurCALLALLI 138kV SierraSur

Tabla 68: Elenco por zonas del SEIN de las barras “claves” seleccionadas La Tabla 69 reporta las tensiones resultantes en las barras “claves” del sistema que deben alcanzarse cuando se activa el Plan de Equipamientos Optimizado. Las tensiones se detallan para cada periodo estacional y para cada estado particular de carga en las que se ha divido la jornada.


Tabla 69: Tensiones en las barras “claves” a utilizar con el Plan de equipamientos propuesto

MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO MINIMO MEDIO MAXIMO

codigo Nombre de la S/E kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV kV

ZORRI220 ZORRITOS 220kV 218.2 218.2 222.3 217.6 215.5 220.1 214.6 216.8 218.5 217.8 216.4 219.1 221.4 216.0 219.8 222.4 220.4 221.8 215.0 216.5 220.9 218.3 223.2 228.0

TALA_220 TALARA 220kV 214.6 215.6 219.0 213.4 213.1 218.1 211.3 217.7 222.8 213.7 213.8 216.9 216.6 212.9 216.7 217.8 217.3 219.2 210.8 213.8 218.2 214.1 220.3 225.5

SEPO220 PIURA OESTE 220kV 212.7 214.5 216.2 212.5 212.2 218.1 210.2 215.5 221.4 212.8 212.2 216.6 214.3 211.7 217.2 216.4 214.1 217.8 210.8 212.1 217.7 213.1 215.3 220.9

SECHO220 CHICLAYO OESTE 220kV 218.7 223.0 222.2 218.7 220.7 221.3 218.9 223.2 223.2 218.7 220.6 220.7 221.3 222.1 221.6 222.9 221.8 221.7 220.5 223.0 223.2 221.1 222.4 224.7

SEGUA220 GUADALUPE 220kV 217.4 221.5 221.3 217.7 219.9 220.2 218.1 223.3 223.3 217.7 219.4 219.5 219.7 221.1 220.5 220.1 220.6 220.3 219.3 222.3 224.2 218.9 220.9 223.8

SETNOR220 TRUJILLO NORTE 220kV 219.7 222.7 223.0 220.9 222.0 221.1 220.3 221.6 222.1 221.1 221.1 221.3 221.7 222.5 221.6 221.6 222.2 221.2 221.7 223.7 223.6 221.4 222.2 220.9

CHIM220 CHIMBOTE 220kV 219.0 223.0 224.9 219.2 221.7 222.8 219.5 220.3 224.1 219.9 221.0 225.6 221.6 223.4 225.9 220.4 223.0 225.1 222.1 223.9 226.4 220.8 222.8 222.7

PANU220 PARAMONGA NUEVA 220kV 220.2 221.7 223.2 217.9 218.3 218.6 217.1 220.3 220.5 220.1 220.6 223.3 220.3 222.3 223.0 220.5 221.7 222.1 220.3 223.9 222.4 220.9 220.8 223.2

CHAVA220 CHAVARRIA 220kV 210.7 209.8 212.4 212.2 210.5 210.1 209.5 209.9 212.5 212.4 211.9 211.9 209.6 210.0 211.1 212.4 212.1 210.5 209.7 211.8 210.2 212.5 213.1 212.6

BARSI220 BARSI 220kV 210.1 209.0 211.5 211.8 209.7 209.1 209.0 209.0 211.6 212.0 211.0 210.9 209.0 209.0 210.1 211.8 211.1 209.3 209.0 210.8 209.0 211.9 211.9 211.3

ROSA220 SANTA ROSA 220kV 211.1 209.6 211.9 211.6 210.6 209.8 209.6 209.8 212.3 211.6 211.7 211.2 209.6 210.0 210.8 211.6 211.9 210.4 210.0 211.4 210.5 211.6 212.8 211.6

BAL220 BALNEARIOS 220kV 212.0 209.0 211.3 211.2 211.3 209.7 209.4 210.1 212.6 210.8 211.4 209.9 209.5 210.6 210.0 211.2 211.9 211.5 211.1 209.9 209.0 211.4 212.8 211.0

SJNLS220 SAN JUAN 220kV 213.1 210.7 213.1 212.1 213.1 211.8 210.4 211.9 214.5 211.7 213.4 212.0 210.2 212.3 211.7 212.0 213.6 213.4 212.0 211.5 210.7 212.3 214.6 213.0

ChilcaREP CHILCA 220kV 219.4 216.9 219.7 212.7 216.2 211.7 211.5 214.4 217.5 212.3 216.1 214.9 211.4 216.0 214.6 213.0 216.8 218.4 214.6 214.3 213.5 214.2 219.1 218.5

IND220 INDEPENDENCIA 220kV 222.8 219.0 225.8 219.7 217.1 218.8 216.1 215.2 222.3 217.8 219.3 221.0 215.8 215.2 221.5 218.5 219.7 225.3 224.5 219.8 226.2 221.1 221.5 224.2

CARMI220 CAMPO ARMIÑO 220kV 231.0 231.0 231.0 230.1 231.0 231.0 230.2 231.0 231.0 229.8 231.0 231.0 227.8 231.0 231.0 230.4 230.8 231.0 229.7 231.0 231.0 230.7 231.0 231.0

ONU220 OROYA NUEVA 220kV 225.4 220.4 224.1 219.3 218.5 215.7 214.6 223.7 226.8 219.6 224.1 224.6 216.1 221.4 224.7 224.2 224.1 226.1 223.5 220.5 225.1 224.5 219.7 218.9

AGUA220 AGUAYTIA 220kV 229.3 231.0 230.9 228.8 231.0 229.8 228.7 231.0 230.8 228.9 231.0 230.9 229.0 231.0 231.0 229.4 231.0 230.7 229.3 231.0 230.7 229.7 231.0 230.3

CMAYO220 CARHUAMAYO 220kV 228.7 226.3 229.0 217.5 217.2 214.7 213.0 227.8 229.5 217.6 228.4 228.6 214.1 226.9 228.7 224.9 228.8 229.3 226.4 226.4 228.9 226.2 217.8 216.3

PARAG138 PARAGSHA 138kV 122.3 122.1 121.5 121.9 121.4 121.5 122.3 121.4 121.0 122.0 121.4 121.1 122.0 121.4 121.0 122.1 121.4 121.0 122.2 121.4 121.2 122.2 121.4 121.0

VIZC220 VIZCARRA 220kV 226.6 226.6 226.6 222.2 226.4 222.2 222.2 226.6 225.8 222.2 226.6 226.6 222.2 226.6 226.6 224.5 226.6 226.6 223.9 226.6 226.6 226.1 222.2 226.6

SOCA220 SOCABAYA 220kV 220.0 223.5 221.4 214.6 219.8 218.3 218.6 221.4 219.8 214.2 219.9 218.7 213.2 222.2 218.4 218.4 216.7 216.0 218.3 216.5 215.6 218.5 217.2 217.5

MONT220 MOQUEGUA 220kV 221.9 225.5 225.5 217.2 222.7 221.8 219.0 223.7 223.8 215.2 222.5 220.8 217.1 224.9 219.7 222.5 218.3 218.9 218.4 217.4 218.7 222.2 219.0 221.1

PUN220 PUNO 220kV 220.2 223.0 220.2 221.0 225.1 217.9 220.1 223.3 219.9 219.4 225.5 218.4 218.3 224.3 216.9 225.5 222.6 216.5 219.9 218.9 215.7 225.4 223.5 218.0

SPCC138 ILO 1 138kV 139.4 141.3 140.0 137.5 141.3 141.3 137.0 140.3 141.3 136.7 139.4 138.7 137.6 141.1 138.1 139.6 136.8 137.7 136.9 136.7 137.8 141.5 137.1 140.0

MACH138 MACHUPICCHU 138kV 142.2 144.3 144.9 141.1 143.4 144.9 141.6 143.6 144.9 141.3 143.3 144.9 141.4 143.5 144.9 140.1 142.4 143.1 140.1 138.4 143.0 140.3 142.8 143.3

TINTA138 TINTAYA 138kV 138.7 138.7 138.7 137.3 138.7 138.7 138.3 138.7 138.7 137.3 138.7 138.7 137.3 138.7 138.7 137.3 138.7 138.4 138.6 137.3 138.1 138.1 138.7 138.7

AZANG138 AZANGARO 138kV 140.2 140.2 139.2 136.4 140.8 139.2 139.1 139.2 138.5 137.2 140.5 138.7 138.6 139.4 138.0 137.8 140.1 138.2 139.2 138.2 137.6 138.3 139.8 138.4

CALLA138 CALLALLI 138kV 142.1 142.7 141.9 137.5 142.9 142.9 140.5 142.9 142.7 138.0 142.2 141.6 137.8 142.8 141.6 139.9 139.9 139.9 141.8 138.3 139.2 141.7 141.4 141.3

SANT138 SANTUARIO 138kV 143.2 144.7 143.1 136.0 144.7 144.9 140.7 144.9 144.5 136.5 143.3 142.4 136.3 144.9 142.2 140.1 138.6 139.1 142.5 137.0 138.1 142.5 141.6 141.8

BARRAS "CLAVES"

AVENIDA 2009 ESTIAJE 2009 AVENIDA 2010 ESTIAJE 2010AVENIDA 2007 ESTIAJE 2007 AVENIDA 2008 con Ecuador ESTIAJE 2008


En las siguientes Tablas se reportan para cada una de las barras “claves” la influencia relativa de los recursos de generación de potencia reactiva (generadores, compensadores sincrónicos y SVC´s) para modificar su nivel de tensión. La influencia está determinada fuertemente por la impedancia (distancia eléctrica) entre el nodo a controlar y el del recurso que ejerce el control, y en un menor grado por la tensión nodal que resulta del ajuste de los casos de flujo de carga. Debido a que esta característica exhibe poca dependencia del estado operativo (tensiones en el entorno al 1 pu), es posible construir un listado de un cierto número de unidades que ejercen “susceptibilidad” sobre una barra, y este listado es común a todos los escenarios de estudio aunque algunas de las unidades listadas no estén presentes en todos los escenarios. Los valores en la tabla para cada unidad, se calculan como el promedio de los valores de influencia obtenidos en los escenarios en que dicha unidad está presente, y una vez ordenadas de mayor a menor influencia, se relativizan o normalizan respecto del recurso de generación de reactivo que ejerce la mayor influencia, la cual adopta el valor 1. Para aquellos recursos que aparecen idénticos, es decir igual distancia eléctrica, sólo se muestra la influencia de uno de ellos, asumiendo que el resto presenta la misma característica. Para las unidades de generación disímiles, se muestra la característica de una unidad representativa de cada grupo de unidades comunes.

Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadZORRITOS BPZ G1 1.0000 MALACAS G4 1.0000 MALACAS G4 1.0000 SVC-CHICLAYO 1.0000MALACAS G4 0.9706 MALACAS G1 0.5003 MALACAS G1 0.5014 MALACAS G4 0.7011MALACAS G1 0.4970 ZORRITOS BPZ G1 0.3061 CURUMUY G1 0.3269 CARHUAQUERO G2 0.6907TUMBES G1 0.4211 TUMBES G1 0.1138 ZORRITOS BPZ G1 0.3125 SVC-TRUJILLO 0.4587CURUMUY G1 0.0891 CURUMUY G1 0.0925 SVC-CHICLAYO 0.1829 MALACAS G1 0.3526SVC-CHICLAYO 0.0497 SVC-CHICLAYO 0.0516 POECHOS G1 0.1607 CARHUAQUERO G4 0.3240POECHOS G1 0.0438 POECHOS G1 0.0454 CARHUAQUERO G2 0.1263 GALLITOCIEGO G1 0.2407CARHUAQUERO G2 0.0346 CARHUAQUERO G2 0.0357 TUMBES G1 0.1139 CURUMUY G1 0.2290SVC-TRUJILLO 0.0225 SVC-TRUJILLO 0.0234 SVC-TRUJILLO 0.0832 ZORRITOS BPZ G1 0.2143CARHUAQUERO G4 0.0148 CARHUAQUERO G4 0.0163 CARHUAQUERO G4 0.0591 CAÑONDELPATO G1 0.1540GALLITOCIEGO G1 0.0119 GALLITOCIEGO G1 0.0124 GALLITOCIEGO G1 0.0439 POECHOS G1 0.1125CAÑONDELPATO G1 0.0075 CAÑONDELPATO G1 0.0078 CAÑONDELPATO G1 0.0278 TUMBES G1 0.0824CAÑONDELPATO G4 0.0038 CAÑONDELPATO G4 0.0039 CAÑONDELPATO G4 0.0139 CAÑONDELPATO G4 0.0771SVC-VIZCARRA 0.0030 SVC-VIZCARRA 0.0032 SVC-VIZCARRA 0.0116 SVC-VIZCARRA 0.0657VENTANILLA G4 0.0028 VENTANILLA G4 0.0030 VENTANILLA G4 0.0108 VENTANILLA G3 0.0595SRWESTING G7 0.0020 VENTANILLA TV 0.0024 VENTANILLA TV 0.0094 VENTANILLA TV 0.0523CAHUA G1 0.0013 SRWESTING G7 0.0018 SRWESTING G7 0.0070 SRWESTING G7 0.0395CHILCA-ENERSUR G1 0.0012 CAHUA G1 0.0014 CAHUA G1 0.0050 CAHUA G1 0.0281ANTAMINA CS1 0.0011 CHILCA-ENERSUR V1 0.0013 CHILCA-ENERSUR V1 0.0045 CHILCA-ENERSUR V1 0.0238KALLPA G1 0.0011 ANTAMINA CS1 0.0011 CHILCA-ENERSUR G1 0.0043 CHILCA-ENERSUR G1 0.0234

Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadSVC-TRUJILLO 1.0000 SVC-TRUJILLO 1.0000 SVC-TRUJILLO 1.0000 SVC-VIZCARRA 1.0000SVC-CHICLAYO 0.7718 CAÑONDELPATO G1 0.3362 CAÑONDELPATO G1 0.7294 VENTANILLA G3 0.8506MALACAS G4 0.5412 SVC-CHICLAYO 0.2496 CAÑONDELPATO G4 0.3652 VENTANILLA TV 0.7661CARHUAQUERO G2 0.5330 MALACAS G4 0.1753 SVC-VIZCARRA 0.3111 SRWESTING G7 0.5166GALLITOCIEGO G1 0.5245 CARHUAQUERO G2 0.1724 VENTANILLA G3 0.2785 SVC-TRUJILLO 0.4920CAÑONDELPATO G1 0.3358 GALLITOCIEGO G1 0.1696 SVC-CHICLAYO 0.2498 CAHUA G1 0.4276MALACAS G1 0.2727 CAÑONDELPATO G4 0.1684 VENTANILLA TV 0.2441 CAÑONDELPATO G1 0.3584CARHUAQUERO G4 0.2503 SVC-VIZCARRA 0.1437 SRWESTING G7 0.1866 ANTAMINA CS1 0.3513CURUMUY G1 0.1767 VENTANILLA G3 0.1292 MALACAS G4 0.1760 CHILCA-ENERSUR G1 0.3380CAÑONDELPATO G4 0.1682 VENTANILLA TV 0.1127 CARHUAQUERO G2 0.1725 KALLPA G1 0.3063ZORRITOS BPZ G1 0.1643 MALACAS G1 0.0885 GALLITOCIEGO G1 0.1696 CHILCA-ENERSUR V1 0.3009SVC-VIZCARRA 0.1432 SRWESTING G7 0.0864 CAHUA G1 0.1330 CHILCA-ENERSUR G2 0.2942VENTANILLA G3 0.1290 CARHUAQUERO G4 0.0811 CHILCA-ENERSUR G1 0.1104 SROSAUTI G5 0.2213VENTANILLA TV 0.1136 CAHUA G1 0.0614 ANTAMINA CS1 0.1095 AGUAYTIA G1 0.2184POECHOS G1 0.0868 CURUMUY G1 0.0571 CHILCA-ENERSUR V1 0.1087 CAÑONDELPATO G4 0.1795SRWESTING G7 0.0864 ZORRITOS BPZ G1 0.0522 CHILCA-ENERSUR G2 0.1054 SVC-CHAVARRIA 0.1605TUMBES G1 0.0656 CHILCA-ENERSUR G1 0.0510 KALLPA G1 0.0976 HUINCO G1 0.1473CAHUA G1 0.0613 ANTAMINA CS1 0.0506 MALACAS G1 0.0889 MATUCANA G2 0.1455CHILCA-ENERSUR V1 0.0515 CHILCA-ENERSUR G2 0.0492 CARHUAQUERO G4 0.0807 SVC-CHICLAYO 0.1228ANTAMINA CS1 0.0504 KALLPA G1 0.0451 SROSAUTI G5 0.0713 SVC-BALNEARIOS 0.1001

SECHO220

PANU220

ZORRI220 SEPO220TALA_220

SEGUA220 SETNOR220 CHIM220

Tabla 70: Sensibilidad de las barras “claves” hacia los recursos de reactivo – zona Norte


Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadVENTANILLA G3 1.0000 VENTANILLA G3 1.0000 VENTANILLA G3 1.0000 CHILCA-ENERSUR G1 1.0000VENTANILLA TV 0.9154 VENTANILLA TV 0.9150 SRWESTING G7 0.9555 KALLPA G1 0.9267SRWESTING G7 0.7098 SRWESTING G7 0.7090 VENTANILLA TV 0.9228 CHILCA-ENERSUR G2 0.8009CHILCA-ENERSUR G1 0.4957 CHILCA-ENERSUR G1 0.4947 CHILCA-ENERSUR G1 0.6712 CHILCA-ENERSUR V1 0.7447KALLPA G1 0.4592 KALLPA G1 0.4581 KALLPA G1 0.6247 VENTANILLA G3 0.7306CHILCA-ENERSUR G2 0.4081 CHILCA-ENERSUR G2 0.4086 CHILCA-ENERSUR G2 0.5533 SRWESTING G7 0.7289CHILCA-ENERSUR V1 0.4066 CHILCA-ENERSUR V1 0.4073 CHILCA-ENERSUR V1 0.5377 VENTANILLA TV 0.6762SROSAUTI G5 0.3429 SROSAUTI G5 0.3417 SROSAUTI G5 0.4712 SROSAUTI G5 0.3399SVC-CHAVARRIA 0.2346 SVC-CHAVARRIA 0.2470 HUINCO G2 0.3086 SVC-BALNEARIOS 0.3039HUINCO G1 0.2242 HUINCO G3 0.2238 SVC-CHAVARRIA 0.2391 PLATANAL G1 0.2319MATUCANA G2 0.2040 MATUCANA G2 0.2034 MATUCANA G2 0.2107 HUINCO G1 0.2210SVC-BALNEARIOS 0.1490 SVC-BALNEARIOS 0.1487 SVC-BALNEARIOS 0.2030 INDEPENDENCIA CS 0.1954PLATANAL G1 0.1224 PLATANAL G1 0.1224 PLATANAL G1 0.1605 MATUCANA G2 0.1743CALLAHUANCA G4 0.1102 CALLAHUANCA G4 0.1099 INDEPENDENCIA CS 0.1362 SVC-CHAVARRIA 0.1737INDEPENDENCIA CS 0.1027 INDEPENDENCIA CS 0.1025 HUAMPANI G1 0.1194 HUAMPANI G1 0.1348HUAMPANI G1 0.0875 HUAMPANI G1 0.0874 CALLAHUANCA G4 0.1139 MANTARO G4 0.1036SVC-VIZCARRA 0.0843 SVC-VIZCARRA 0.0842 MOYOPAMPA G2 0.0925 MOLLENDO TG1 0.0993MANTARO G4 0.0780 MANTARO G4 0.0778 MANTARO G1 0.0908 CALLAHUANCA G4 0.0942MOYOPAMPA G2 0.0694 MOYOPAMPA G2 0.0697 SVC-VIZCARRA 0.0877 MOYOPAMPA G2 0.0938CHIMAY G1 0.0553 CHIMAY G1 0.0552 MOLLENDO TG1 0.0678 SVC-VIZCARRA 0.0743

Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadCHILCA-ENERSUR G1 1.0000 CHILCA-ENERSUR G1 1.0000 INDEPENDENCIA CS 1.0000 MANTARO G1 1.0000KALLPA G1 0.9259 KALLPA G1 0.9245 CHILCA-ENERSUR G1 0.5139 RESTITUCION G3 0.5489CHILCA-ENERSUR G2 0.7990 CHILCA-ENERSUR G2 0.7804 KALLPA G1 0.5002 CHILCA-ENERSUR G1 0.2544CHILCA-ENERSUR V1 0.7416 CHILCA-ENERSUR V1 0.7070 PLATANAL G1 0.4920 VENTANILLA G3 0.2506SRWESTING G7 0.7083 SRWESTING G7 0.4486 MOLLENDO TG1 0.4745 KALLPA G1 0.2398VENTANILLA G3 0.7044 VENTANILLA G3 0.4077 CHILCA-ENERSUR G2 0.4111 VENTANILLA TV 0.2313VENTANILLA TV 0.6514 VENTANILLA TV 0.3773 CHILCA-ENERSUR V1 0.3076 INDEPENDENCIA CS 0.2192SROSAUTI G5 0.3286 PLATANAL G1 0.2255 VENTANILLA TV 0.2373 CHILCA-ENERSUR G2 0.2028SVC-BALNEARIOS 0.2449 SROSAUTI G5 0.1947 VENTANILLA G4 0.2310 ILO2 TV 0.1957PLATANAL G1 0.2320 INDEPENDENCIA CS 0.1874 CALANA G1 0.1962 SRWESTING G7 0.1914HUINCO G1 0.2131 SVC-BALNEARIOS 0.1415 SRWESTING G7 0.1885 CHILCA-ENERSUR V1 0.1760INDEPENDENCIA CS 0.1950 HUINCO G2 0.1231 MANTARO G4 0.1642 PLATANAL G1 0.1291MATUCANA G2 0.1696 MATUCANA G2 0.0989 SROSAUTI G5 0.1124 MACHUPICCHU G4 0.1233SVC-CHAVARRIA 0.1676 MOLLENDO TG1 0.0970 RESTITUCION G3 0.0902 MOLLENDO TG1 0.1061HUAMPANI G1 0.1164 SVC-CHAVARRIA 0.0969 SVC-BALNEARIOS 0.0763 MATUCANA G2 0.1043MANTARO G1 0.1026 MANTARO G4 0.0700 HUINCO G1 0.0685 SROSAUTI G5 0.0955MOLLENDO TG1 0.0995 HUAMPANI G1 0.0672 MATUCANA G2 0.0642 CHARCANI-V G1 0.0803CALLAHUANCA G4 0.0917 CALLAHUANCA G4 0.0535 SVC-CHAVARRIA 0.0551 CHIMAY G1 0.0762MOYOPAMPA G2 0.0822 MOYOPAMPA G2 0.0475 HUAMPANI G1 0.0367 ILO1 TV2 0.0678SVC-VIZCARRA 0.0724 SVC-VIZCARRA 0.0424 CALLAHUANCA G4 0.0347 YANANGO G1 0.0627

ROSA220 BAL220

IND220 CARMI220

CHAVA220 BARSI220

SJNLS220 ChilcaREP

Tabla 71: Sensibilidad de las barras “claves” hacia los recursos de reactivo – zona Centro 1


Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadVENTANILLA G3 1.0000 AGUAYTIA G1 1.0000 YAUPI G1 1.0000VENTANILLA TV 0.9139 SVC-VIZCARRA 0.1922 YUNCAN G1 0.9901CHILCA-ENERSUR G1 0.8623 ANTAMINA CS1 0.0677 SVC-VIZCARRA 0.8491SRWESTING G7 0.8212 VENTANILLA G3 0.0224 YAUPI G6 0.8013KALLPA G1 0.7972 VENTANILLA TV 0.0197 YAUPI G4 0.6683CHILCA-ENERSUR G2 0.6900 YAUPI G1 0.0190 VENTANILLA G3 0.3672CHILCA-ENERSUR V1 0.6542 YUNCAN G1 0.0188 VENTANILLA TV 0.3364MATUCANA G2 0.6080 YAUPI G6 0.0154 ANTAMINA CS1 0.2988SVC-VIZCARRA 0.5510 SRWESTING G7 0.0146 CHILCA-ENERSUR G1 0.2911YAUPI G1 0.5350 SVC-CARHUAMAYO 0.0131 SRWESTING G7 0.2767YUNCAN G1 0.5297 YAUPI G4 0.0127 KALLPA G1 0.2714CHIMAY G1 0.5128 CHILCA-ENERSUR G1 0.0117 AGUAYTIA G1 0.2647MANTARO G4 0.4463 KALLPA G1 0.0107 CHILCA-ENERSUR G2 0.2224YAUPI G6 0.4287 CHILCA-ENERSUR V1 0.0097 CHILCA-ENERSUR V1 0.2142YANANGO G1 0.4220 MARCOPAMPA G1 0.0094 MATUCANA G1 0.1987SROSAUTI G5 0.3859 SVC-TRUJILLO 0.0092 SVC-CARHUAMAYO 0.1893YAUPI G4 0.3576 CHAPRIN G1 0.0083 CHIMAY G1 0.1627PACHACHACA G1 0.3330 CAHUA G1 0.0080 MANTARO G1 0.1439CALLAHUANCA G4 0.3287 CAÑONDELPATO G1 0.0067 SROSAUTI G5 0.1391HUINCO G1 0.2502 MATUCANA G2 0.0066 PACHACHACA G1 0.1388

Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadSVC-VIZCARRA 1.0000 SVC-VIZCARRA 1.0000SVC-CARHUAMAYO 0.5159 ANTAMINA CS1 0.3521AGUAYTIA G1 0.4723 AGUAYTIA G1 0.2175YAUPI G1 0.4606 VENTANILLA G3 0.1031YUNCAN G1 0.4545 VENTANILLA TV 0.0931MARCOPAMPA G1 0.3858 YAUPI G1 0.0690YAUPI G6 0.3734 YUNCAN G1 0.0683ANTAMINA CS1 0.3519 SRWESTING G7 0.0680CHAPRIN G1 0.3406 YAUPI G6 0.0551YAUPI G4 0.3078 CHILCA-ENERSUR G1 0.0517VENTANILLA G3 0.2612 SVC-TRUJILLO 0.0476VENTANILLA TV 0.2363 KALLPA G1 0.0472SRWESTING G7 0.1947 YAUPI G4 0.0461CHILCA-ENERSUR G1 0.1916 CHILCA-ENERSUR V1 0.0434PACHACHACA G1 0.1852 CHILCA-ENERSUR G2 0.0431MALPASO G3 0.1825 CAHUA G1 0.0413KALLPA G1 0.1775 CAÑONDELPATO G1 0.0347CHILCA-ENERSUR G2 0.1552 SVC-CARHUAMAYO 0.0319CHILCA-ENERSUR V1 0.1546 SROSAUTI G5 0.0297OROYA G1 0.1398 MATUCANA G1 0.0274

VIZC220

ONU220 AGUA220 CMAYO220

PARAG138

Tabla 72: Sensibilidad de las barras “claves” hacia los recursos de reactivo – zona Centro 2


Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadILO2 TV 1.0000 ILO2 TV 1.0000 ILO2 TV 1.0000CHARCANI-V G1 0.4092 ILO1 TV2 0.3472 SANGABAN G2 0.3497ILO1 TV2 0.3475 ILO1 TV1 0.1859 ILO1 TV2 0.3473MACHUPICCHU G4 0.2007 ARICOTA1 G1 0.1384 ILO1 TV1 0.1858ILO1 TV1 0.1844 CHARCANI-V G1 0.1317 CHARCANI-V G1 0.1560LAJOYA G1 0.1547 ARICOTA2 G1 0.0952 SVC-TINTAYA 0.1530MANTARO G4 0.1426 MACHUPICCHU G4 0.0667 ARICOTA1 G1 0.1384ARICOTA1 G1 0.1384 SANGABAN G1 0.0608 ARICOTA2 G1 0.0952CHARCANI-II G1 0.1189 LAJOYA G1 0.0493 MACHUPICCHU G4 0.0941ARICOTA2 G1 0.0952 MANTARO G4 0.0450 LAJOYA G1 0.0541CHARCANI-VI G1 0.0951 CHARCANI-II G1 0.0380 MANTARO G1 0.0467RESTITUCION G1 0.0783 BOTIFLACA G1 0.0378 MACHUPICCHU G1 0.0460SANGABAN G1 0.0763 SVC-TINTAYA 0.0377 CHARCANI-II G1 0.0431SVC-TINTAYA 0.0730 RUMIPUNCO G1 0.0340 BOTIFLACA G1 0.0378BOTIFLACA G1 0.0378 CHARCANI-VI G1 0.0304 CHARCANI-VI G1 0.0344MACHUPICCHU G1 0.0375 RESTITUCION G1 0.0247 RUMIPUNCO G1 0.0340VENTANILLA G3 0.0364 MACHUPICCHU G1 0.0157 RESTITUCION G3 0.0256CHILCA-ENERSUR G1 0.0346 VENTANILLA G3 0.0115 HUANCARAMA G1 0.0184CHARCANI-IV G1 0.0343 CHARCANI-IV G1 0.0110 CHARCANI-IV G1 0.0124RUMIPUNCO G1 0.0340 CHILCA-ENERSUR G1 0.0108 VENTANILLA G3 0.0124

Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadILO1 TV2 1.0000 MACHUPICCHU G1 1.0000 SVC-TINTAYA 1.0000ILO1 TV1 0.5436 MACHUPICCHU G4 0.8395 SANGABAN G2 0.4453ILO2 TV 0.4716 SVC-TINTAYA 0.1483 ILO2 TV 0.3693ARICOTA1 G1 0.1146 ILO2 TV 0.0865 MACHUPICCHU G1 0.2642ARICOTA2 G1 0.0762 SANGABAN G1 0.0664 MACHUPICCHU G4 0.2572CHARCANI-V G1 0.0622 CHARCANI-V G1 0.0495 CHARCANI-V G1 0.2492MACHUPICCHU G4 0.0316 ILO1 TV2 0.0306 ILO1 TV2 0.1284BOTIFLACA G1 0.0296 MANTARO G1 0.0195 HUANCARAMA G1 0.0938SANGABAN G1 0.0287 LAJOYA G1 0.0149 ILO1 TV1 0.0679RUMIPUNCO G1 0.0266 HUANCARAMA G1 0.0143 LAJOYA G1 0.0583LAJOYA G1 0.0233 CHARCANI-II G1 0.0120 CHARCANI-II G1 0.0554MANTARO G1 0.0212 ARICOTA1 G1 0.0120 ARICOTA1 G1 0.0511CHARCANI-II G1 0.0180 ARICOTA1 G2 0.0120 CHARCANI-VI G1 0.0443SVC-TINTAYA 0.0178 ILO1 TV1 0.0118 ARICOTA2 G1 0.0352CHARCANI-VI G1 0.0143 RESTITUCION G1 0.0107 MISAPUQUIO G1 0.0350RESTITUCION G1 0.0116 CHARCANI-VI G1 0.0096 MANTARO G1 0.0341MACHUPICCHU G1 0.0074 ARICOTA2 G1 0.0082 HUAYLLACHO G6 0.0322VENTANILLA G3 0.0055 CHILCA-ENERSUR G2 0.0065 SANANTONIO G3 0.0192CHARCANI-IV G1 0.0052 SRWESTING G7 0.0060 RESTITUCION G1 0.0187CHILCA-ENERSUR G1 0.0049 CHILCA-ENERSUR V1 0.0056 CHARCANI-IV G1 0.0160

Centrales Sensibilidad Centrales Sensibilidad Centrales SensibilidadSANGABAN G1 1.0000 SVC-TINTAYA 1.0000 CHARCANI-V G1 1.0000ILO2 TV 0.5424 CHARCANI-V G1 0.8921 ILO2 TV 0.6996SVC-TINTAYA 0.4028 ILO2 TV 0.8020 ILO1 TV2 0.2432ILO1 TV2 0.1883 SANGABAN G1 0.4663 LAJOYA G1 0.2132CHARCANI-V G1 0.1505 HUANCARAMA G1 0.3661 CHARCANI-II G1 0.2125MACHUPICCHU G4 0.1269 MACHUPICCHU G4 0.3371 CHARCANI-VI G1 0.1698ILO1 TV1 0.1010 ILO1 TV2 0.2787 MACHUPICCHU G4 0.1553ARICOTA1 G1 0.0751 MACHUPICCHU G1 0.2722 SVC-TINTAYA 0.1354ARICOTA2 G1 0.0516 LAJOYA G1 0.1950 ILO1 TV1 0.1285LAJOYA G1 0.0426 CHARCANI-II G1 0.1917 MANTARO G1 0.0981HUANCARAMA G1 0.0394 CHARCANI-VI G1 0.1532 ARICOTA1 G1 0.0969CHARCANI-II G1 0.0371 ILO1 TV1 0.1480 SANGABAN G1 0.0896MANTARO G1 0.0297 MISAPUQUIO G1 0.1366 ARICOTA2 G1 0.0666CHARCANI-VI G1 0.0296 HUAYLLACHO G6 0.1258 CHARCANI-IV G1 0.0612BOTIFLACA G1 0.0205 ARICOTA1 G1 0.1110 RESTITUCION G1 0.0538RUMIPUNCO G1 0.0184 MANTARO G1 0.0969 MACHUPICCHU G1 0.0479RESTITUCION G1 0.0163 ARICOTA2 G1 0.0764 HUANCARAMA G1 0.0454MISAPUQUIO G1 0.0147 SANANTONIO G3 0.0750 BOTIFLACA G1 0.0265HUAYLLACHO G6 0.0136 CHARCANI-IV G1 0.0553 VENTANILLA G3 0.0251CHARCANI-IV G1 0.0107 SANIGNACIO G1 0.0535 RUMIPUNCO G1 0.0238

PUN220

SPCC138 (ILO1) TINTA138

CALLA138 SANT138AZANG138

SOCA220 MONT220

MACH138

Tabla 73: Sensibilidad de las barras “claves” hacia los recursos de reactivo – zona Sur

Haciendo referencia a lo mencionado precedentemente en lo que respecta la operación del sistema con las restricciones impuestas se muestra a modo de ejemplo en la Figura 8 una comparación del perfil de tensiones para algunas barras “claves” de la zona centro en el periodo de Estiaje 2007 para los estados de carga considerados, con el perfil de tensiones para el escenario de Máxima de Estiaje sin el Plan de Equipamientos. Se destaca de este gráfico el valor de operación que tiene la barra de Mantaro 220 kV en la situación con y sin el Plan.


Es también instructivo observar de dicha figura, que para los casos optimizados la tensión es menor en la mayoría de las barras de 220 kV del área de carga (zona Lima Centro). Esto es una consecuencia del incremento de compensación en los subsistemas de 60 kV para satisfacer la condición de factor de potencia en las consignas a 220 kV, lo cual provoca un aumento de la tensión en el nivel de 60 kV, y dado que no hay regulación bajo carga en los transformadores de rebaje 220/60 kV, es necesario operar con tensiones menores en 220 kV para controlar el nivel de 60 kV.

Perfil de tensión Casos Optimizados

231.0

205

210

215

220

225

230

235

240

CARMI220

AGUA220

CMAYO220

ONU220

IND22

0

Chilca

220

SJNLS

220

BAL220

ROSA220

VENT220

BARSI220

Tens

ión

[kV

]

Estiaje 07 MinEstiaje 07 MedEstiaje 07 MaxEstiaje 07 Max_no_Plan

Figura 8: Perfil de tensiones en algunas de las barras “claves” del sistema en Estiaje 2007

3.2.5.3 Impacto del Plan de compensación sobre la generación y pérdidas en el SEIN Otro aspecto de la implementación del Plan de la compensación en la operación del SEIN se observa en el impacto que se obtiene sobre la generación y sobre las pérdidas de potencia. Se observa una significativa reducción en la generación de potencia reactiva, con lo cual hay un mejoramiento en el factor de potencia para los generadores, en particular en las horas de pico de carga, mientras en general las pérdidas de potencia activa y reactiva tienden a disminuir. Los beneficios mayores se observan durante el periodo en el cual las demandas son altas, y en consecuencia los flujos en el sistema de transmisión son altos. Se debe tener presente que en el estudio para la definición del Plan de equipamientos se ha efectuado la optimización de la instalación de los equipos de compensación (localización y dimensión de los mismos), pero no se ha efectuado una optimización de la operación del SEIN. Como ejemplo de lo mencionado en la Tabla 74 se muestra, para algunos escenarios, un resumen comparativo de las generaciones y pérdidas con y sin la aplicación del Plan de optimización del equipamiento para la compensación de la potencia reactiva.


sin Plan con Plan sin Plan con Plan sin Plan con Plan sin Plan con PlanAv07m 2645.98 2644.79 354.03 282.43 158.46 157.28 -674.25 -695.17Av07d 3422.53 3421.94 775.54 687.65 218.09 217.51 -141.07 -129.50Av07x 3621.65 3620.54 836.66 687.84 228.11 227.00 -99.95 -81.80Av08d_EC 3655.66 3654.50 819.33 701.19 228.35 227.20 -65.88 -46.26Es08a 4034.80 4033.05 854.18 684.76 248.07 246.33 -50.50 -21.49Av09x 3994.33 3991.49 847.48 598.17 249.94 247.11 -44.76 -41.03Es09n_BPZ 2683.74 2682.28 149.82 72.39 161.27 159.82 -875.52 -892.88Es09a_BPZ 4233.22 4231.60 1054.92 834.16 261.82 260.20 51.73 80.25Av10d 3958.43 3957.44 956.97 782.58 257.04 256.06 6.38 40.05Es10a 4447.86 4449.26 1215.64 972.07 284.59 285.99 204.96 282.69

Pérdidas MW Pérdidas MvarGeneración MW Generación Mvar

Tabla 74: Comparación de la generación y las pérdidas en el SEIN con y sin Plan

3.2.5.4 Conclusiones El Plan de Compensación ha sido diseñado tomando como referencia un considerable número de estados operativos del SEIN, que abarcan diversos estados de carga incluyendo sus extremos, y las características estacionales particulares de Avenida y Estiaje. Para el desarrollo de estos estados operativos se ha especificado la expectativa de crecimiento de la demanda y los Planes de Expansión informados por los Agentes del SEIN, junto con el despacho económico esperado en función de los precios y disponibilidad de las unidades de generación en el período de estudio. Puesto que los Escenarios de Estudio se han desarrollado sin alterar la información suministrada concerniente a la demanda y los despachos económicos de generación, es justo asumir que tales Escenarios representarán razonablemente los estados operativos esperables durante la mayor cantidad de tiempo en el horizonte de estudio 2007-2010. Esto no sólo es válido para las condiciones normales o estados N, sino también para las contingencias N-1 “creíbles” y “comunes a todos los estados de carga”, puesto que se supone que las mismas acontecerán a partir de los citados estados N. Se destaca además que la compensación resultante del Estudio en lo relativo a la cantidad y ubicación nodal de los elementos de compensación, se ha obtenido mediante el Proceso de Optimización sin tomar en cuenta restricción alguna referente al espacio físico en las subestaciones para materializar la instalación. Siendo que el Plan Óptimo de Compensación ha demostrado satisfacer las restricciones impuestas para tales estados operativos en el horizonte de estudio, tanto en materia de bandas de tensión, factor de potencia y reducción de las inversiones, se puede afirmar que las recomendaciones de inversión en equipamientos de compensación son las más económicas, puesto que han sido justificadas para los estados operativos que estarán presentes durante la mayor parte del tiempo, según se desprende de la expectativa futura. Es cierto también, que el sistema eléctrico atravesará por condiciones que se apartan de las hipótesis de diseño empleadas en este estudio, tales como despachos especiales por salida de servicio de algunos elementos de la red o del parque de generación, o escasez temporaria de agua o combustible. No obstante, es recomendable considerar en estos casos la baja probabilidad de ocurrencia de estos eventos o situaciones especiales, dado que por el escaso tiempo que podrían estar presentes quizá no justifiquen incrementos de inversión para el Plan de Compensación. En experiencia de este Consultor, el análisis de los casos particulares conduce en general a la conveniencia de apartar el despacho de máquinas del económico durante alguna condición especial, o bien, dotar al sistema de equipamientos de control ante emergencias que podrían intervenir en caso de suscitarse contingencias durante los breves tiempos en que duran dichas condiciones especiales. Por otra parte, el Estudio Integral de Tensiones (EIT) toma en cuenta la determinación del equipamiento de compensación necesario para todo el sistema en conjunto con las


recomendaciones operativas para la generación, con el objetivo de lograr una operación segura y a mínimo costo con la premisa de mantener las tensiones en los nodos del sistema dentro de las bandas especificadas en condiciones normales (± 5 %) y en contingencia (± 10 %), y el factor de potencia consignado en algunas barras del área Lima Centro. Esto da por sentado que las bandas permitidas de tensión, tanto en condiciones normales como en contingencia, deberían ser suficientes para satisfacer los requerimientos específicos de cualquier usuario del SEIN. Las restricciones especiales, tales como banda de tensión más estrecha, se estima deberían ser consideradas durante los Estudios de Operatividad a fin de determinar los equipamientos necesarios para satisfacer dichas restricciones.


4 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS INVERSIONES

4.1 Introducción Se ha efectuado una estimación de las inversiones ha realizar para implementar el Plan de equipamientos para la compensación de la potencia reactiva. Para ello se han consultado en el mercado Italiano a algunas de las más prestigiosas compañías que fabrican de componentes eléctricos con la finalidad de obtener un presupuesto sobre los equipos que resultan necesarios desde este estudio. A estos fabricantes ha sido presentado el Plan Desarrollado con el detalle de los equipos en cuanto a nivel de tensión, potencia en Mvar y en el caso de los capacitores, el número de bancos necesarios. De aquellos entrevistados solamente uno ha logrado responder a un suministro casi completo de lo necesario, los restantes pudieron sólo suministrar datos de los equipos de compensación, mientras que el resto de los componentes tales como órganos de maniobra y de protección, debían ser solicitados a otros diferentes fabricantes. Por esta razón la información del presente capitulo hace referencia a los datos del presupuesto entregado por la sociedad ICAR S.p.A. – ITALY (http://www.icar.it/).

4.2 Breve descripción del presupuesto presentado Para las baterías de capacitores hasta un nivel de tensión de 36 kV, la oferta ha sido desarrollada con el objetivo de acotar lo más posible la ocupación de espacio y previendo una instalación en módulos completos que incluyen los órganos de maniobra en cuanto a el seccionador longitudinal y seccionador transversal de tierra, y los relativos equipos de protecciones. Los esquemas de composición han sido divididos en tipologías diferentes fundamentalmente por el tipo de conexión de los capacitores entre las fases (en triángulo o estrella), o por el tipo de disposición de los compartimientos a saber: sobrepuestos o en el mismo plano (uno al lado del otro). Para los equipos con tensión superior a 36 kV, la oferta comprende solamente los bancos de capacitores en ejecución, y son excluidos los órganos de maniobra de seccionamiento longitudinal y de los seccionadores de tierra, y las protecciones. Para todos los equipos del presupuesto se ha hipotizado que la altitud de instalación fuese inferior a los 2000 m. El presupuesto entregado por el fabricante divide los equipos en 6 diferentes tipologías que son clasificadas desde la A hasta la F.

4.2.1 Tipologías de los equipos a tensión hasta los 33 kV En lo que respecta a aquellos equipos que deben ser instalados en niveles de tensión hasta 33 kV, se presentan 5 tipos (A, B, C, D y E). Desde la tipología A hasta C corresponden a aquellos equipos para trabajar hasta el nivel de 10 kV, la D hasta 24 kV y la E hasta 33 kV. A continuación se detallan los esquemas recibidos en la propuesta de ICAR S.p.A.

Tipología A Módulo de media tensión (MT) a 12 kV dividido en dos compartimentos sobrepuestos con un conducto de barra en la parte posterior para conectar directamente con el sistema externo de barras principales. Además, se ha instalado un compartimiento de baja tensión (BT) en el frente del módulo al lado del compartimiento del contactor. El compartimiento superior contiene un contactor en vacío de MT, extraíble, completo con fusibles de MT y seccionador de tierra para la puesta a tierra de los capacitores, con interbloqueo mecánico con la posición del contactor que permite el cierre solamente a contactor extraído. El seccionador de tierra además, está dotado de bloqueo a llave que


permite realizar un interbloqueo con el acceso al compartimento de capacitores (compartimento inferior). El compartimento inferior contiene 3 capacitores monofásicos conectados en triángulo. La protección, en caso de falla en los capacitores, es encargada solamente a los fusibles montados sobre el contactor. También se han dispuestos 3 reactores monofásicos de limitación de las corrientes de inserción en el caso se prevean más bancos en paralelo sobre las mismas barras, en serie a las tres fases de alimentación de los capacitores. A título de ejemplo se suministran las características y dimensiones indicativas:

Un módulo compacto de 4 bancos de 0.6 Mvar (4x0.60) en 10 kV sería conformado de la siguiente manera: 4 x (3M x 200 kvar/10 kV) y requiere un espacio de alrededor de 0.9x1.6x2.0 m3 (ancho x profunidad x altura, designado en adelante como: axpxh);

Tipología B Módulo de media tensión (MT) a 12 kV dividido en dos compartimentos sobrepuestos con un conducto de barra en la parte posterior para conectar directamente con el sistema externo de barras principales. Además, se ha instalado un compartimiento de baja tensión (BT) en el frente del módulo al lado del compartimiento del contactor. El compartimiento superior contiene un contactor en vacío de MT, extraíble, completo con fusibles de MT y seccionador de tierra, para la puesta a tierra de los capacitores, con interbloqueo mecánico con la posición del contactor que permite el cierre solamente a contactor extraído. El seccionador de tierra además está dotado de bloqueo a llave que permite realizar un interbloqueo con el acceso al compartimento de capacitores (compartimento inferior). El compartimento inferior contiene 6 capacitores monofásicos conectados en doble estrella aislada y un transformador de corriente (TA), dispuesto entre los dos centros de las estrellas, para realizar una protección de corrientes en desequilibrio sobre la batería de capacitores. El relé de desequilibrio se ha dispuesto en el compartimento de BT. También se han dispuesto 3 reactores monofásicos de limitación de las corrientes de inserción en el caso se prevean más baterías en paralelo sobre las mismas barras en serie a las tres fases de alimentación de los capacitores. A título de ejemplo se suministran las características y dimensiones indicativas:

Un módulo compacto de 4 bancos de 1.2 Mvar (4x1.20) en 10 kV sería conformado de la siguiente manera: 2 x (6M x 200 kvar/5.78 kV) y requiere un espacio de alrededor de 0.9x1.6x2.0 m3 (axpxh);

Tipología C Módulo de media tensión (MT) a 12 kV dividido en dos compartimentos dispuestos sobre el mismo plano (uno al lado del otro, en paralelo) con un conducto de barra en la parte posterior para conectar directamente con el sistema externo de barras principales. Además, se ha instalado un compartimiento de baja tensión (BT) en el frente del módulo en la parte superior del compartimiento del interruptor. El primer compartimiento contiene un interruptor de MT de 12 kV extraíble, y un seccionador de tierra para la puesta a tierra de los capacitores, con interbloqueo mecánico con la posición del interruptor que permite el cierre solamente a interruptor extraído. El seccionador de tierra además está dotado de bloqueo a llave que permite realizar un interbloqueo con el acceso al compartimento de capacitores (segundo compartimento). El segundo compartimento contiene tantos capacitores monofásicos según sea el esquema a realizar, los cuales son conectados en doble estrella aislada y un transformador de corriente


(TA), dispuesto entre los dos centros de las estrellas, para realizar una protección de corrientes en desequilibrio sobre la batería. El relé de desequilibrio se ha dispuesto en el compartimento de BT. También se han dispuesto 3 reactores monofásicos de limitación de las corrientes de inserción en el caso se prevean más baterías en paralelo sobre las mismas barras en serie a las tres fases de alimentación de los capacitores. A título de ejemplo se suministran las características y dimensiones indicativas:


Tipología D Módulo de media tensión (MT) a 24 kV dividido en dos compartimentos dispuestos sobre el mismo plano (uno al lado del otro) con un conducto de barra en la parte posterior para conectar directamente con el sistema externo de barras principales. Además, se ha instalado un compartimiento de baja tensión (BT) en el frente del módulo en la parte superior del compartimiento del interruptor. El primer compartimiento contiene un interruptor de MT de 24 kV extraíble, y un seccionador de tierra, para la puesta a tierra de los capacitores, con interbloqueo mecánico con la posición del interruptor que permite el cierre solamente a interruptor extraído. El seccionador de tierra además está dotado de bloqueo a llave que permite realizar un interbloqueo con el acceso al compartimento de capacitores (segundo compartimento). El segundo compartimento contiene tantos capacitores monofásicos según sea el esquema a realizar, los cuales son conectados en doble estrella aislada y un transformador de corriente (TA), dispuesto entre los dos centros de las estrellas, para realizar una protección de corrientes en desequilibrio sobre la batería. El relé de desequilibrio se ha dispuesto en el compartimento de BT. También se han dispuesto 3 reactores monofásicos de limitación de las corrientes de inserción en el caso se prevean más baterías en paralelo sobre las mismas barras en serie a las tres fases de alimentación de los capacitores. A título de ejemplo se suministran las características y dimensiones indicativas:


Tipología E Módulo de media tensión (MT) a 12 kV dividido en dos compartimentos dispuestos sobre el mismo plano (uno al lado del otro) con un conducto de barra en la parte posterior para conectar directamente con el sistema externo de barras principales. Además, se ha instalado un compartimiento de baja tensión (BT) en el frente del módulo en la parte superior del compartimiento del interruptor. El primer compartimiento contiene un interruptor de MT de 12 kV extraíble, y un seccionador de tierra, para la puesta a tierra de los capacitores, con interbloqueo mecánico con la posición del interruptor que permite el cierre solamente a interruptor extraído. El seccionador de tierra además, está dotado de bloqueo a llave que permite realizar un interbloqueo con el acceso al compartimento de capacitores (segundo compartimento). El segundo compartimento contiene tantos capacitores monofásicos según sea el esquema a realizar, los cuales son conectados en doble estrella aislada y un transformador de corriente (TA), dispuesto entre los dos centros de las estrellas, para realizar una protección de


corrientes en desequilibrio sobre la batería. El relé de desequilibrio se ha dispuesto en el compartimento de BT. También se han dispuesto 3 reactores monofásicos de limitación de las corrientes de inserción en el caso se prevean más baterías en paralelo sobre las mismas barras en serie a las tres fases de alimentación de los capacitores. A título de ejemplo se suministran las características y dimensiones indicativas:

Un módulo compacto de 4 bancos de 5.0 Mvar (4x5.0) en 33 kV sería conformado de la siguiente manera: 4 x (12M x 417 kvar/9.53 kV) y requiere un espacio de alrededor de 2.0 x 2.0 x 2.0 m3 (axpxh);

4.2.2 Tipologías de los equipos a tensión superior a los 33 kV En lo que respecta a aquellos equipos que deben ser instalados en niveles de tensión por arriba de 33 kV se presenta un tipo (F). A continuación se detallan los esquemas recibidos en la propuesta de ICAR S.p.A.

Tipología F Baterías de capacitores dispuestas a la intemperie constituidas por 12 o 24 condensadores, conectadas a doble estrella aislada y con dos capacitores en serie por fase. Las baterías son dispuestas en tres compartimientos metálicos separados (uno por fase), aislados de tierra. Un TA, con clase de aislamiento 72.5 kV, se conecta entre los dos centros de las estrella para realizar una protección de corrientes en desequilibrio sobre la batería. El relé de desequilibrio está comprendido en la cotización, la instalación en el tablero de protección y control de la batería deberá ser a cargo del cliente. Interruptor, seccionador de tierra, tablero de protección y control de la batería no son incluidos y tendrán que ser provistos separadamente. A título de ejemplo se suministran las características y dimensiones indicativas que comprenden las distancias de aislamiento hacia la línea y la tierra:

Un módulo compacto de 2 bancos de 9.8 Mvar (2x10.0) en 60 kV sería conformado de la siguiente manera: 2 x (24M x 417 kvar/17.32 kV) y requiere un espacio de alrededor de 5.0 x 2.5 x 3.0 m3 (axpxh);

4.3 Detalle de las Inversiones por S/E y año La Tabla 75 siguiente reporta el detalle de los equipos de compensación que deben ser instalados en cada una de las S/E que resultan del análisis de optimización. Estos equipos han sido normalizados a los tamaños que se encuentran en el mercado, por lo que resulta que algunos de ellos son apenas diversos de los que recomienda el estudio. Las recomendaciones de instalación indicadas en dicha tabla considera en algunos casos un anticipo en las inversiones, en particular para aquellas situaciones donde para la misma S/E se requiere para el año sucesivo un aumento en el número de bancos de compensación del mismo tamaño, esto debido a un aspecto constructivo ya que se trata de módulos compactos con mas de un banco y difícilmente se puedan modificar en un futuro para aumentar su capacidad.


Tabla 75: Detalle de las Inversiones por Año del periodo de estudio

La Tabla 76 reasume los costos de los equipamientos por nivel de tensión y para cada año del periodo de estudio, donde se observa que la inversión principal requerida es en el nivel de tensión de 10 kV (< 23.kV):

kv Mvar Costo k Mvar Costo k Mvar Costo k Mvar Costo k< 23.0 133.00 1,787.77 2.25 62.17 9.90 259.34 23.0 4.80 205.00 33.0 25.80 467.90 2.40 56.96 4.00 113.92 50.0 20.00 190.00 10.00 95.90 10.00 106.14 60.0 45.20 883.00 5.40 146.22 5.40 92.63 21.60 180.13 69.0 1.80 81.00 1.48 62.64

3,614.67 146.22 307.66 722.17 4,952.10 200.32 421.49 989.37

2008 Costos equipos (5.40Mvar) 2009 Costos equipos (20.5Mvar) 2010 Costos equipos (47.0Mvar)

2007 Costos equipos (230Mvar)

Tabla 76: Resumen de las Inversiones por Año del periodo de estudio

Teniendo en cuenta que el estudio ha evidenciado la necesidad de un dispositivo SVC en la S/E de Carhuamayo 50 kV con una capacidad de -20/30Mvar, el costo de este equipo es de alrededor de ≈ 1,500.00 kU$S. Sumado al costo de los equipos shunt recomendados, la inversión en el año inicial sería de: Total ≈≈≈≈ 6,452.00 kU$S


4.4 Consideraciones conclusivas y comentarios Se suministran a continuación algunas consideraciones conclusivas y comentarios sobre los extras costos asociados a la repotenciación de los sitios censados o a la individuación de nuevos sitios para la instalación de los equipos de compensación de la potencia reactiva.

La evaluación económica presentada en los capítulos precedentes no considera los costos para la adecuación de los sitios seleccionados para la instalación de los de los equipos de compensación, que son declarados al momento indisponible por falta de espacio.

De los resultados de la encuesta efectuada a través del formulario remitido a las Empresas del SEIN, indicados en ANEXO 5, emerge cuanto sigue:

un sistema de compensación del reactivo ya está presente en el 26% de las S/E censados;

en ningún caso parece posible una repotenciación de los bancos de capacitores ya instalados;

alrededor de la mitad de las S/E declaran una indisponibilidad a la instalación de nuevas baterías de capacitores.

Tal escenario conduce a efectuar un análisis más profundo sobre las elecciones de asignación de las baterías de capacitores, sea en términos de una diferente elección de las S/E "candidatas", sea de la posibilidad de ampliar el área de las subestaciones que al momento son declaradas como indisponibles a través de una adquisición adicional de terreno. Los aspectos a favor y a contrario a la adopción de dichas hipótesis, cuales el diferente perfil de tensión resultante en el primer caso o el costo adicional de adquisición del terreno en el segundo caso, no ha sido posible indagarlo en el ámbito del presente trabajo en cuánto esto requeriría el conocimiento de las efectivas disponibilidades de los sitios a ser ampliados, después de una eventual tratativa para convencer los propietarios de las subestaciones eléctricas, o bien, en caso de adquisición de nueva superficie, el conocimiento de los costos en vigor de tales áreas. Estos temas pueden ser afrontados en un siguiente análisis.


5 SIMULACIONES COMPARATIVAS DE ESTADOS PERTURBADOS

Las simulaciones comparativas tienen por objeto evaluar las mismas perturbaciones sobre los escenarios del Plan de Expansión, en un caso sin el Plan de Compensación y en otro con el Plan de Compensación. Las simulaciones de estado estacionario no hacen más que confirmar que los resultados con el Plan de Compensación se ajustan a los requerimientos establecidos para la tensión en condiciones N (0.95 – 1.05) y N-1 (0.90 – 1.10), requerimientos que a su vez han sido impuestos al mecanismo de optimización para obtener el Plan. Es una verificación del cumplimiento de las hipótesis establecidas. Es importante destacar que las simulaciones de estado estacionario contemplan que los únicos recursos de control habilitados son:

• Los transformadores con capacidad de regulación automática, y que tienen habilitado el mecanismo de regulación durante la operación para mantener el mismo set-point o banda de tensión fijado en condiciones “N”;

• El aporte que pueden hacer los generadores y SVC´s dentro de sus límites de operación, pero manteniendo el set-point fijo del estado previo a la contingencia.

También es necesario destacar explícitamente los recursos que no intervienen: • Los transformadores con capacidad de regulación automática, pero que en la

operación normal se los usa con cambiadores en forma manual. Estos transformadores mantienen la toma fija del estado “N” cuando se produce una contingencia;

• Los elementos “shunt” de compensación capacitiva e inductiva. Estos elementos permanecen en servicio o fuera de servicio, según la condición previa a la contingencia.

Como recursos adicionales que no han sido contemplados en las evaluaciones de estado estacionario, se cuenta el margen de sobre-excitación transitorio de los generadores durante los primeros instantes luego de las perturbaciones, y el margen adicional que aporta la sensibilidad de la carga con la tensión. Para simular el estado de sobre-excitación transitorio se puede contemplar evaluar el flujo de cargas sin imponer los límites de potencia reactiva, y para el segundo caso, emplear la opción de variar la carga con la tensión para alcanzar la convergencia. Ninguno de estos márgenes resultan necesarios para alcanzar la estado final establecido con el Programa de Optimización, pero sirven de margen adicional de seguridad en la operación real. Es importante destacar también que las evaluaciones contempladas en el Programa de Compensación, suponen una importante reserva adicional de potencia reactiva, puesto que se ha reducido el margen de operación de la curva de capabilidad respecto del valor real que se dispone en la operación. Las simulaciones para los casos Sin el Plan de Compensación, demuestran en algunos casos que la evaluación de flujo de cargas simplemente no es convergente, dado que los márgenes de operación de los recursos disponibles resultan insuficientes. Sólo en estos casos podría ser de interés y para otros propósitos, evaluar el estado final que se alcanzaría mediante simulaciones dinámicas, con el objeto por ejemplo, de observar el estado de riesgo al que se expone el sistema para definir, en caso necesario, algún recurso de control de emergencia (corte de carga por subtensión, desconexión de reactores en servicio) en tanto se ejecuta la implementación del Plan de Compensación. Es necesario reafirmar aquí que las únicas contingencias se han empleado para definir el Plan de Compensación, son aquellas que para un dado período estacional, resultan estados de operación en N-1 con sobrecargas admisibles en cualquier estado de carga, y sin la formación de islas.


5.1 Comparación de los límites de estabilidad de la tensión En este ítem se hace una comparación de los márgenes de estabilidad de tensión, entre los casos Con el Plan de Compensación y Sin dicho Plan. El objetivo es evaluar las mejoras que introduce el Plan en materia del incremento del margen de estabilidad de tensión. El análisis se concentra en el área Costa Centro, sobre el cual se hicieron los diagnósticos en el Informe Preliminar de FASE I.

5.1.1 Caso de Avenida 2008 carga máxima con exportación al Ecuador En la Figura 9 se ilustra una comparación de las Curvas Q-V para los nodos de 220 kV de Chavarría, Balnearios y Santa Rosa, donde las curvas a trazos corresponden al Caso No Compensado, y las curvas continuas al caso Con Compensación u Optimizado. El Escenario de análisis es el de Avenida 2008, Máxima Demanda, con Exportación al Ecuador, que presenta un menor despacho térmico en el área Centro.

Curvas Q-V normalizadas

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00.85 0.9 0.95 1

V [pu]

Q[M

VA

r]

ChavarriaBalneariosSanta RosaChavarria_CBalnearios_CSanta Rosa_C

Figura 9: Comparación de Curvas Q-V para diversos nodos

Según se observa de estas curvas, los límites a la estabilidad de la tensión no cambian mucho en magnitud, pero en el caso con compensación adicional, el decremento ∆V de tensión para alcanzar el límite es, en general, algo mayor. También se observa que la rigidez del control de tensión decae un poco. Los cálculos se han efectuado con la misma metodología que se usó para la fase de Diagnóstico en el Informe Preliminar de Fase I. En particular, debe notarse que los cambiadores de tomas bajo carga permanecen “bloqueados” en esta evaluación, y que no se tiene en cuenta la sensibilidad de la carga con la tensión. Estas dos elecciones conducen a resultados más conservadores. No obstante, esta metodología penaliza la comparación de los casos Con Compensación, puesto que no pone de relieve la importancia del efecto de los capacitores adicionales en la zona Centro para satisfacer las condiciones de factor de potencia en los nodos de 220 kV, ya que la eficiencia de los capacitores decrece en forma cuadrática con la tensión, desdibujando rápidamente su influencia.


En la Figura 10 se ilustran las curvas correspondientes al nodo de 220 kV de Santa Rosa, extractadas de la figura anterior (curvas rojas), y un nuevo par de curvas evaluadas ahora con el cambiador de tomas liberado de los transformadores de rebaje que alimentan la demanda.


-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00.85 0.9 0.95 1

V [pu]

Q[M

VA

r] Santa RosaSanta Rosa_CSanta Rosa_CSanta Rosa

Figura 10: Comparación de Curvas Q-V para Santa Rosa, con Tap Changers habilitados

Como puede observarse, el margen al punto de inestabilidad de la tensión del caso compensado (curvas continuas) ha crecido en aproximadamente 70 a 100 MVAr, y el decremento admisible ∆V a partir del estado pre-falla se ha incrementado en casi un 4 %. Con esta metodología, que se aproxima más a lo que sucede en el caso real con las lentas caídas de tensión debido al incremento de la demanda, se observa que la rigidez del control de tensión es semejante durante la primera fase de la caída de tensión. Nótese que los casos, debido a la comparación, poseen los mismos despachos de potencia activa en la generación. La comparación en la de los despachos de potencia reactiva en ambos casos, y el mayor margen al límite de generación de potencia reactiva de la curva de capabilidad, justifican el incremento de la distancia al punto de inestabilidad de la tensión.

Unidad PG QG Sin

Comp.

QG Con

Comp.

Limite QMax

Margen Sin

Comp.

Margen Con

Comp.

Ventanilla G3 149 56 77 115 59 38 Ventanilla G4 156 54 50 113 59 63 Sta. Rosa UTI5 50 3 -7 35 32 42 Huinco G1 50 44 17 62 18 45 Huinco G2 50 44 17 62 18 45 Huinco G3 50 44 17 62 18 45 Huinco G4 50 44 17 62 18 45 Enersur G1 174 52 32 86 34 54 Kallpa G1 170 47 29 90 43 61

Total 388 249 687 299 438 Tabla 77: Comparación margen de reserva Avenida 2008, Max, Exportación Ecuador


5.1.2 Caso de Estiaje 2007 carga máxima Otro caso de comparación seleccionado es uno de Estiaje 2007 con la máxima demanda anual. En la Figura 11 se ilustran las curvas Q-V, y como en lo expuesto antes las curvas del mismo color corresponden a un mismo nodo, y las curvas continúas corresponden al caso Con Compensación, y las curvas a trazos al caso Sin Compensación. Este caso presenta resultados a primera vista adversos, puesto que los márgenes a la inestabilidad de tensión lucen menores en el Caso Compensado.


-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00.85 0.9 0.95 1

V [pu]

Q[M

VA

r]

ChavarriaBalneariosSanta RosaChavarria_CBalnearios_CSanta Rosa_C

Figura 11: Comparación de Curvas Q-V para diversos nodos

Analizando la Tabla 78 en que se compara el despacho de potencia reactiva en cada caso, y el margen disponible de reserva en los generadores, se puede concluir que la diferencia en los márgenes de reserva es escasa, siendo menor a 50 MVAr. Además, esta diferencia está sobre todo concentrada en las unidades de Huinco que están eléctricamente más alejadas de los centros de carga, debido a lo cual el aporte a la rigidez de tensión es menor.

Unidad PG QG Sin

Comp.

QG Con

Comp.

Limite QMax

Margen Sin

Comp.

Margen Con

Comp.

Ventanilla G3 153 63 94 115 52 21 Ventanilla G4 156 61 62 114 53 52 Ventanilla TV 139 57 34 148 91 114 Huinco G1 50 46 23 61 15 38 Huinco G2 50 46 23 61 15 38 Huinco G3 47 46 23 63 17 40 Huinco G4 47 46 23 63 17 40 Enersur G1 174 44 58 86 42 28 Kallpa G1 170 38 60 91 53 31

Total 447 400 802 355 402 Tabla 78: Comparación margen de reserva, Estiaje2007, Máxima Anual

Esta distribución de la reserva se justifica en que el objetivo del programa de optimización es minimizar las pérdidas reactivas, y por ello aportan más las máquinas eléctricamente más


cerca de los nodos de carga. No obstante, esta distribución que parece adversa al objetivo de mejorar el margen a la inestabilidad de tensión, satisface el objetivo de menores pérdidas reactivas y cumple con las consignas de seguridad en la operación en condiciones N y N-1 y con la restricción del factor de potencia 0.95 en los transformadores de la zona de Lima.


-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00.85 0.9 0.95 1

V [pu]

Q[M

VA

r] Santa RosaSanta Rosa_CSanta Rosa_CSanta Rosa

Figura 12: Comparación de Curvas Q-V para Santa Rosa, con Tap Changers habilitados

En la Figura 12 se analiza de nuevo con más detalle las curvas Q-V del nodo de 220 kV de Santa Rosa, el cual no cuenta en este caso con unidades de generación en servicio en la central Santa Rosa, Las curvas rojas corresponden al caso Sin Compensación (a trazos) y Con Compensación (continua), pero evaluadas con el modo habitual sin hacer intervenir los cambiadores de tomas de los transformadores. Las curvas azules son las homólogas correspondientes a la evaluación en la que se consideran activos los cambiadores de tomas de los transformadores de distribución. Como se observa, el margen a la inestabilidad de la tensión es prácticamente igual, sólo que el caso Con Compensación admite un pequeño decremento adicional de la tensión antes de alcanzar efectivamente la inestabilidad. De esto se desprende que este modo de operación sugerido no desmejora la seguridad operativa respecto del caso Sin Compensación.

5.1.3 Conclusiones respecto de los márgenes a la inestabilidad de tensión De los análisis efectuados en este reporte, se puede concluir que los márgenes a la inestabilidad de la tensión con la compensación propuesta, como mínimo no deterioran los que se desprenden en el desarrollo previsto del Plan de Expansión, sino que en algunos casos son algo mayores. El decremento de tensión necesario para alcanzar las condiciones de inestabilidad es mayor con el Plan de Compensación. Como fue puntualizado en el Informe de Fase I, el margen a la inestabilidad de la tensión mejora sustantivamente con el mayor despacho de generación activa en el área de concentración de carga, lo cual reduce la carga de los vínculos de transmisión y por tanto aporta a la rigidez del control de tensión en los nodos. El Plan de Compensación desarrollado en este proyecto, satisface de manera económica los requerimientos establecidos por la normativa actual, en cuanto a que la tensión en los nodos del sistema se mantenga dentro de la banda estipulada en condiciones N, y también en N-1 en seguridad (sin intervención del operador). No obstante, este Plan de Compensación no


tiene incumbencia en el desarrollo del sistema de transmisión, lo cual modificaría la rigidez de los vínculos entre los nodos de carga y las unidades de generación, ni puede sugerir un despacho de generación diferente al económico postulado en los escenarios para mejorar el margen a la inestabilidad de la tensión, ni puede proponer equipamientos de compensación activa cuyo costo podría no se justifica para satisfacer los objetivos establecidos en los lineamientos de este Proyecto. La discusión acerca de la influencia de los cambiadores de tomas en los transformadores de distribución, ha sido necesaria debido a la gran relevancia que presenta la compensación propuesta en el área Costa Centro para satisfacer los requisitos de factor de potencia estipulados en los nodos de 220 kV. Si bien se ha destacado que esta intervención toma relevancia durante la lenta evolución de los fenómenos de reducción sostenida de la tensión que conducen a colapsos de tensión, es importante destacar que en los fenómenos más rápidos la reducción de la tensión ocasiona la reducción aparente de la carga, hasta tanto tome intervención el cambiador de tomas de los transformadores para reponer el valor original, y en todo caso, queda como reserva la capacidad transitoria de aporte al control de tensión de las unidades generadoras. No obstante lo expuesto en modo comparativo, es importante destacar que los límites a la inestabilidad de tensión son mayores que los identificados en la Fase I de diagnóstico de este proyecto, no sólo por los cambios en el sistema de transmisión (Chillón y Chilca), sino por la participación en el despacho económico de grupos de gran capacidad en la vecindad del centro de carga.


6 VERIFICACION DE RESONANCIAS, DISTORSIÓN ARMÓNICA

El nuevo Plan Optimo de la compensación de la potencia reactiva aporta en el SEIN una serie de nuevos componentes, en particular un nuevo dispositivo SVC y capacitores shunt distribuidos un poco en todo el sistema. Estas modificaciones en la topología pueden alterar las condiciones de resonancia del sistema en presencia de inyecciones de corrientes armónicas de diferente orden. En el presente capítulo se documentan los análisis efectuados para verificar las posibles resonancias y la relativa distorsión armónica en las principales magnitudes del sistema eléctrico. Se ha considerado para ello que en el SEIN existen como puntos principales de Inyección de corrientes armónicas las barras donde están conectados los dispositivos automáticos Static VAR System, es decir:

• Vizcarra n(-135./0. Mvar); • Trujillo (-20./+30. Mvar); • Tintaya (-15./+15. Mvar); • Carhuamayo (nuevo propuesto en el Plan –20./+30. Mvar); • Chiclayo (-30./+30. Mvar); • Balnearios (-30./+60. Mvar); • Chavarría (-20./+40. Mvar)

En principio se han evaluado las variaciones de la impedancia con el variar de la frecuencia vista desde los puntos principales de inyección de las corrientes armónicas, las siguientes figuras reportan los resultados de la Z(F).

20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00

Lsvc svc svctrj: Network Impedance, Magnitude in Ohm

20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

10.00

8.00

6.00

4.00

2.00

0.00

-2.00

Lsvc Carhuamayo: Network Impedance, Magnitude in Ohm

20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

10.00

8.00

6.00

4.00

2.00

0.00

-2.00

Lsvc SVC Vizcarra: Network Impedance, Magnitude in Ohm

6.935 0.009 Ohm

4.940 0.112 Ohm 10.995

0.168 Ohm

20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

15.00

12.00

9.00

6.00

3.00

0.00

-3.00

Lsvc svc tintaya: Network Impedance, Magnitude in Ohm

DIg

SIL

EN

T

Figura 13: Impedancia Z(f)del SEIN vista desde los puntos de inyección de armónicas (1)


20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00

Lsvc svc Chiclayo: Network Impedance, Magnitude in Ohm

20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00

Lsvc svc Balneario: Network Impedance, Magnitude in Ohm

20.1716.1712.178.174.170.17 [-]

1.60

1.20

0.80

0.40

0.00

-0.40

Lsvc svc Chavarria: Network Impedance, Magnitude in Ohm

DIg

SIL

EN

T

Figura 14: Impedancia Z(f) del SEIN vista desde los puntos de inyección de armónicas (2)

Se observa que en general no hay problemas de resonancias en las impedancias a excepción de aquella vista desde la S/E de Vizcarra (ver Figura 13) la cual presenta resonancias en correspondencia de las armónicas donde se han acordado los filtros implementados para el SVC es decir la 5ta, la 7ma e 11ma. Como se ha mencionado las únicas fuentes de inyección de corrientes armónicas modeladas en el SEIN son los dispositivos SVC, en las siguientes figuras se reportan el perfil de la forma de onda de la corriente con todo el espectro de armonicas considerado para cada una de las fuentes. Por ejemplo la Tabla 79 muestra el espectro considerado para el dispositivo SVC en Vizcarra:

orden h Ih/Inom fasen % deg.

5 5.00 180.007 2.50 0.00

11 1.00 180.0013 0.70 0.0017 0.40 180.0019 0.30 0.0023 0.24 180.0025 0.20 0.0029 0.15 180.0031 0.13 0.0035 0.10 180.0037 0.09 0.0041 0.08 180.0043 0.07 0.0047 0.06 180.0049 0.05 0.00

Tabla 79: Espectro de armónicas inyectadas por el SVC de Vizcarra


0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

9000.00

6000.00

3000.00

0.00

-3000.00

-6000.00

-9000.00

Lsvc svc Chavarria: Current in A

0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

1500.00

1000.00

500.00

0.00

-500.00

-1000.00

-1500.00

Lsvc Carhuamayo: Current in A

0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

7500.00

5000.00

2500.00

0.00

-2500.00

-5000.00

-7500.00

Lsvc SVC Vizcarra: Current in A

0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

2000.00

1000.00

0.00

-1000.00

-2000.00

Lsvc svc svctrj: Current in A

Pl wave SVC_1 Date: 8/8/2007

DIg

SIL

EN

T

Figura 15: Forma de onda en los distintos puntos de Inyección de armónicas (1)

0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

9000.00

6000.00

3000.00

0.00

-3000.00

-6000.00

-9000.00

Lsvc svc Balneario: Current in A

0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

900.00

600.00

300.00

0.00

-300.00

-600.00

-900.00

Lsvc svc tintaya: Current in A

0.0330.0270.0200.0130.0070.000 [s]

600.00

400.00

200.00

0.00

-200.00

-400.00

-600.00

Lsvc svc Chiclayo: Current in A

Pl wave SVC_2

Date: 8/8/2007

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 16: Forma de onda en los distintos puntos de Inyección de armónicas (2)

En las siguientes figuras se suministran algunos resultados del análisis para evaluar la distorsión armónica:


5.00 11.0 17.0 23.0 29.0 35.0 41.0 47.0 [-]

6.25

5.00

3.75

2.50

1.25

0.00

CAS50: Harmonic Distortion in %

5.000 5.511 %

5.00 11.0 17.0 23.0 29.0 35.0 41.0 47.0 [-]

1.60

1.20

0.80

0.40

0.00

ONU50: Harmonic Distortion in %

7.000 1.464 %

5.00 11.0 17.0 23.0 29.0 35.0 41.0 47.0 [-]

0.125

0.100

0.075

0.050

0.025

0.000

CHAVA220: Harmonic Distortion in %

5.000 0.102 %

5.00 11.0 17.0 23.0 29.0 35.0 41.0 47.0 [-]

1.50

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

CAHUA138: Harmonic Distortion in %

7.000 1.354 %

Bar_Diag_4

Date: 8/9/2007

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T

Figura 17: Distorsión por armónica en diversos puntos del SEIN para n>1

0.000.000.00

0.000.000.00

0.310.011.07

0

0.310.011.07

0

19.140.070.49

19.080.07-0.48

19.080.07-0.48

18.580.07-2.63

0.040.000.16

1

0.040.000.16

0.050.000.16

2

0.050.000.16

19.210.070.00

1

0.040.000.16

-1

0.040.000.16

CFRA50

5.785.281.01

CAS50

6.085.511.01

Figura 18: Distorsión por armónica (5ta) en la zona de Caspalca 50 kV

La Tabla 80 reporta la lista de barras (por nivel de tensión) que presentan los mayores valores de distorsión por armonica y total en el sistema, se suministran también los valores de TIF (telephon interference factor) resultantes.


Name Grid RMS-Volt THD HD HD TIF

kV 5ta. kV 7ma. kV % 5ta. % 7ma. %PANU220 CostaNorte 219.06 0.492 1.149 0.599 0.224 0.525 6.436VIZC220 SierraNorte 224.41 0.829 0.898 0.933 0.369 0.400 24.318HCHO220 CostaCentro 217.09 0.305 0.901 0.510 0.140 0.415 8.752TOCA138 SierraCentro 139.80 2.398 0.031 1.819 1.715 0.022 6.870CARIPA SierraCentro 119.15 1.080 0.902 1.689 0.906 0.757 13.736COND138 SierraCentro 118.38 1.067 0.894 1.705 0.902 0.755 14.196ONU138 SierraCentro 119.59 1.245 1.108 1.687 1.041 0.926 13.216PUCAL138 SierraCentro 134.97 1.317 1.377 1.590 0.976 1.021 24.443TOCA138 SierraCentro 139.80 2.398 0.031 1.819 1.715 0.022 6.870CAS50 SierraCentro 50.41 2.773 1.270 6.084 5.511 2.523 16.959CFRA50 SierraCentro 50.30 2.650 1.164 5.779 5.277 2.318 15.405CHUMP69 SierraCentro 68.59 1.225 1.892 4.858 1.789 2.762 29.886CNOR50 SierraCentro 50.26 2.576 1.100 5.594 5.134 2.192 14.475

Ul, Magnitude

Tabla 80: Distorsión total y por armónica en diversos puntos del SEIN

De los diagramas y tabla precedente se observan algunos elementos con valores relativamente altos de distorsión, estos son casos aislados como por ejemplo la barra de Caspalca que es un sistema radial o el caso de las líneas a 138 kV desde Oroya Nueva hacia Caripa cuyo transito a la frecuencia fundamental es prácticamente nulo y el peso de las armónicas de orden superior se hace evidente.

Las Normas Internacionales (IEEE Std 519-1992 “IEEE RECOMMENDED PRACTICES AND REQUIREMENTS”) recomiendan para las Empresas de generación/transmisión los siguientes límites de distorsión total y por armonicas:

Tabla 81: Límites de Distorsión total (THD) y por armónica recomendados internacionalmente

Si bien el modelo no cuenta con los detalles necesarios para todas las fuentes de inyección de corrientes armónicas y tampoco de todos los filtros de armónicos presentes en el SEIN, la evaluación concluyó que las amplitudes de las componentes de los armónicos están dentro de los márgenes tolerados según las normas internacionales. Una mejor representación de los filtros en el sistema, traerá por resultado conclusiones más conservadoras.


7 VERIFICACION DE SOBRETENSIONES

La determinación del punto de operación óptimo del SEIN, contando con los equipamientos actuales y los nuevos elementos de compensación que se propone incorporar, requiere evaluar todas las restricciones técnicas y de operación en seguridad bajo las condiciones N y N-1 de la red. En particular, las restricciones de seguridad N-1 contemplan al conjunto de contingencias y/o maniobras consideradas como potencialmente dañinas, y teniendo en cuenta la estructura del sistema de transmisión en 220 kV del Perú, es natural considerar entre éstas la apertura de un extremo de línea. En el evento de apertura de un extremo de línea, si la tensión al principio de la línea no se hubiera ajustado apropiadamente, la tensión en el extremo abierto (Ver figura) podría alcanzar valores inaceptables con el consecuente esfuerzo para los aisladores.

Punto de la línea a máxima tensión

Durante el desarrollo del Plan de expansión este tipo de eventos ha sido considerado sistemáticamente sobre el sistema de 220 kV, para todas las contingencias N-1 creíbles y comunes a todos los estados de carga de cada período estacional. El criterio de aceptación ha sido que el extremo abierto no superase 1.20 pu, mientras que para el otro extremo rige el criterio de tensión impuesto a las contingencias N-1, es decir, 0.90< V <1.10 pu. El propósito de este capítulo es el de verificar en el modelo implementado en el simulador DIgSILENT el valor de las sobretensiones de maniobra de frecuencia industrial que cabe esperar ante la apertura de un extremo de la línea. Esta actividad ha sido aplicada en el subconjunto de las líneas más largas en 220 k. La selección pretende ser representativa de los casos más críticos, y se detalla a continuación:

Identificación del Elemento Longitud [km]

Independencia Campo Armiño Figura 19 247.25 Huayucachi Zapallal Figura 20 244.11 Machupicchu Cotaruse Figura 21 202.64 Paramonga Nueva Chimbote Figura 22 221.17 Pachachaca Campo Armiño Figura 23 194.82 Campo Armiño Pomacocha Figura 24 192.22 Vizcarra Paramonga Nueva Figura 25 145.22 Paragsha II Vizcarra Figura 26 123.90

Tabla 82: Líneas seleccionadas para evaluar sobretensiones de maniobra Las evaluaciones de verificación se han efectuado para escenario de Estiaje del año 2009, sobre el caso de Mínima Demanda de día Festivo, considerando generación de BPZ. Este caso es bastante riguroso puesto que en Estiaje el aporte hidráulico es menor, lo que conduce a que las líneas de transmisión de la Sierra Centro estén relativamente descargadas, sobre todo en los estados de carga ligeros; la presencia de BPZ desplaza generación térmica en la zona Centro reduciendo la potencia de cortocircuito (un índice representativo de la capacidad de control de tensión). El caso cuenta con la línea Machupicchu – Cotaruse de aproximadamente ∼ 200 km, sin contemplar la demanda del Proyecto Las Bambas. Todas las simulaciones se han efectuado empleando el módulo de estabilidad transitoria. Para el objetivo de esta verificación, se ha adecuado el modelo de simulación agregando en ambos extremos de las líneas evaluadas un interruptor, a fin de visualizar la tensión en el extremo


abierto en ambas maniobras (apertura de un extremo u otro). La simulación se ejecuta hasta los 0.100 ms, considerando la apertura del interruptor a los 90 ms. Los resultados se demuestran mediante un extracto del diagrama unifilar, conteniendo la tensión en los nodos extremos y los flujos por las líneas tanto en estado estacionario, como luego de 10 ms de la apertura de cada extremo de línea por vez. En las figuras siguientes se ilustran los resultados en el orden establecido en la Tabla 82.

50.70-5.230.00

-49.90-29.370.00

-49.90-29.370.00

50.70-5.2332.24

-49.90-29.3732.24

-49.90-29.3732.24

51.69-5.7627.58

-51.49-4.1627.58

-51.49-4.1627.58

50.914.99

32.55

-50.28-29.8232.55

-50.28-29.8232.55

0.000.00

0

IND-CAR219.68

1.00142.36

CAR-IND230.66

1.05149.61

HVELI220229.88

1.04147.64

IND220219.68

1.00142.36

CARMI220230.66

1.05149.61

-0.00-0.000.00

0.14-40.650.00

0.14-40.650.00

-0.000.0022.65

0.14-40.6522.65

0.14-40.6522.65

67.00-5.2935.67

-66.65-3.3935.67

-66.65-3.3935.67

66.084.2239.00

-65.08-25.7939.00

-65.08-25.7939.00

0.000.00

0

IND-CAR219.54

1.00140.45

CAR-IND232.01

1.05140.08

HVELI220229.45

1.04147.42

IND220219.54

1.00140.45

CARMI220230.49

1.05149.97

0.15-45.320.00

0.000.000.00

0.000.000.00

0.15-45.3223.92

-0.000.00

23.92

-0.000.00

23.92

64.986.57

35.50

-64.65-15.4035.50

-64.65-15.4035.50

64.0816.2341.56

-63.00-36.3241.56

-63.00-36.3241.56

0.000.00

0

IND-CAR244.97

1.11149.60

CAR-IND231.82

1.05149.98

HVELI220228.98

1.04147.56

IND220214.03

0.97140.78

CARMI220231.82

1.05149.98

Figura 19: Tensiones Independencia – Campo Armiño, antes y después de las maniobras

-24.75-40.530.00

-24.75-40.530.00

-25.23-1.900.00

25.231.90

26.83

-24.75-40.5326.83

-24.75-40.5326.83

ZAP-HYC

216.530.98

145.11

HYC-ZAP230.40

1.05148.25

ZAPA220216.53

0.98145.11

HUAYU220230.40

1.05148.25

0.28-39.750.00

0.28-39.750.00

-0.00-0.000.00

-0.00-0.0022.49

0.28-39.7522.49

0.28-39.7522.49

ZAP-HYC

216.240.98

144.78

HYC-ZAP227.75

1.04144.41

ZAPA220216.24

0.98144.78

HUAYU220231.38

1.05149.52

0.000.000.00

0.000.000.00

-0.3549.390.00

0.35-49.3925.07

-0.00-0.0025.07

-0.00-0.0025.07

ZAP-HYC

253.861.15

148.88

HYC-ZAP241.04

1.10149.24

ZAPA220214.27

0.97144.88

HUAYU220241.04

1.10149.24

Figura 20: Tensiones Huayucachi – Zapallal, antes y después de las maniobras


0.00

42.7

2

1

0.00

44.2

0

1

27.8

9-1

2.23

6.37

-27.

82-5

.81

6.37

-27.

82-5

.81

6.37

-27.

8912

.23

9.74

28.0

3-2

9.20

9.74

28.0

3-2

9.20

9.74

28.0

313

.51

0.00

-27.

8238

.39

0.00

LAS BAMBAS231.161.05

142.52

COT-RCT231.261.05

141.04

MCH-RCT227.34

1.03144.18 Machu220

227.341.03

144.18

COTARUSE231.261.05

141.04

0.00

37.9

1

1

0.00

34.6

1

1

0.09

20.3

18.

17

-0.0

0-3

4.61

8.17

-0.0

0-3

4.61

8.17

-0.0

9-2

0.31

5.26

0.11

4.89

5.26

0.11

4.89

5.26

0.11

42.7

90.

00

-0.0

00.

000.

00


148.50

COT-RCT204.640.93

148.67

MCH-RCT214.16

0.97148.41 Machu220

214.160.97

148.41

COTARUSE234.961.07

140.11

0.00

39.7

0

1

0.00

43.5

3

1

-0.1

2-2

3.61

5.04

0.14

5.58

5.04

0.14

5.58

5.04

0.12

23.6

19.

91

-0.0

0-3

9.70

9.91

-0.0

0-3

9.70

9.91

-0.0

0-0

.00

0.00

0.14

49.1

10.

00


140.42

COT-RCT229.50

1.04140.35

MCH-RCT219.171.00

140.63 Machu220233.231.06

147.44

COTARUSE229.501.04

140.35

Figura 21: Tensiones Machupicchu – Cotaruse antes y después de las maniobras

Este caso particular de la nueva línea Machupicchu – Las Bambas – Cotaruse, demuestra que la dimensión de los reactores de compensación en los extremos de la línea es suficiente para controlar la tensión del extremo conectado post-contingencia, según el rango previsto para la condición N-1. El extremo abierto no presenta riesgos de sobretensión temporaria de maniobra. Es necesario destacar sin embargo, que las evaluaciones se han efectuado sin considerar carga alguna en Las Bambas, dado que la incorporación de este polo de desarrollo se prevé fuera del período 2007-2010 contemplado en este Estudio. En virtud de la considerable cantidad de carga que se proyecta instalar en Las Bambas, podría ser necesario revisar la dimensión de los reactores, o bien, considerar al menos que el reactor del lado Cotaruse pudiera ser operable.


-41.02-8.090.00

-41.02-8.090.00-41.02

-8.0931.04

47.29-24.8231.04

47.29-24.8231.04

-41.02-8.0931.04

47.29-24.8231.04

47.29-24.8231.04

47.29-24.820.00

47.29-24.820.00

CHI-PAN222.81

1.01136.76

PAN-CHI222.77

1.01142.38

PANU220222.77

1.01142.38

CHIM220222.81

1.01136.76

5.96-38.770.00

5.96-38.770.00-66.94

8.7448.09

74.62-34.3148.09

74.62-34.3148.09

5.96-38.7722.55

-0.00-0.0022.55

-0.00-0.0022.55

-0.00-0.000.00

-0.00-0.000.00

CHI-PAN225.19

1.02134.16

PAN-CHI234.24

1.06133.37

PANU220221.10

1.00143.36

CHIM220225.19

1.02134.16

0.00-0.000.00

0.00-0.000.00-62.04

-12.0140.93

69.20-15.5240.93

69.20-15.5240.93

-0.00-0.0022.46

5.91-38.4622.46

5.91-38.4622.46

5.91-38.460.00

5.91-38.460.00

CHI-PAN233.29

1.06142.44

PAN-CHI224.28

1.02143.23

PANU220224.28

1.02143.23

CHIM220219.02

1.00135.06

Figura 22: Tensiones Paramonga Nueva – Chimbote, antes y después de las maniobras

-19.63-27.170.00

-19.63-27.170.00

19.75-6.1818.23

-19.63-27.1718.23

-19.63-27.1718.23

19.75-6.180.0019.75

-6.1818.23

-19.63-27.1718.23

-19.63-27.1718.23

PCH-CAR

224.961.02

147.62

CAR-PCH230.661.05

149.61

CARMI220230.66

1.05149.61

PACHA220224.961.02

147.62

0.07-34.060.00

0.07-34.060.00

-0.00-0.0018.50

0.07-34.0618.50

0.07-34.0618.50

0.00-0.000.0023.17

-7.1818.85

-23.03-25.9418.85

-23.03-25.9418.85

PCH-CAR

225.131.02

147.38

CAR-PCH232.65

1.06147.15

CARMI220230.52

1.05149.75

PACHA220225.13

1.02147.38

0.000.000.00

0.000.000.00

0.07-36.0219.03

-0.00-0.0019.03

-0.00-0.0019.03

0.07-36.020.0023.08

-1.3621.27

-22.90-31.4221.27

-22.90-31.4221.27

PCH-CAR

239.261.09

149.50

CAR-PCH231.53

1.05149.73

CARMI220231.53

1.05149.73

PACHA220223.62

1.02147.45

Figura 23: Tensiones Pachachaca – Campo Armiño, antes y después de las maniobras


20.77-4.570.00

20.77-4.570.00

-20.64-27.220.00

-20.64-27.220.00

20.77-4.5718.61

-20.64-27.2218.61

-20.64-27.2218.61

20.77-4.5718.61

-20.64-27.2218.61

-20.64-27.2218.61 POM-CAR

224.531.02

147.52

CAR-POM230.661.05

149.61

POMAC220224.531.02

147.52

CARMI220230.661.05

149.61

0.00-0.000.00

0.00-0.000.00

0.06-32.520.00

0.06-32.520.00

24.55-5.3319.48

-24.39-26.1819.48

-24.39-26.1819.48

-0.00-0.0017.71

0.06-32.5217.71

0.06-32.5217.71 POM-CAR

224.631.02

147.24

CAR-POM231.831.05

147.02

POMAC220224.631.02

147.24

CARMI220230.571.05

149.75

0.07-34.540.00

0.07-34.540.00

0.000.000.00

0.000.000.00

24.440.56

21.87

-24.24-31.6821.87

-24.24-31.6821.87

0.07-34.5418.25

-0.000.00

18.25

-0.000.00

18.25 POM-CAR238.931.09

149.52

CAR-POM231.501.05

149.74

POMAC220223.031.01

147.31

CARMI220231.501.05

149.74

Figura 24: Tensiones Campo Armiño – Pomacocha, antes y después de las maniobras

52.79-11.130.00

-52.33-8.920.00

-52.33-8.920.00

52.79-11.1311.57

-52.33-8.9211.57

-52.33-8.9211.57

VIZ-PAN224.40

1.02146.81

PAN-VIZ222.771.01

142.38

PANU220222.771.01

142.38

VIZC220224.401.02

146.81

-0.000.000.00

0.03-24.290.00

0.03-24.290.00

-0.00-0.005.23

0.03-24.295.23

0.03-24.295.23

VIZ-PAN227.41

1.03139.90

PAN-VIZ223.391.02

140.02

PANU220223.39

1.02140.02

VIZC220224.751.02

150.70

0.03-26.230.00

-0.00-0.000.00

-0.00-0.000.00

0.03-26.235.44

-0.000.005.44

-0.000.005.44

VIZ-PAN232.151.06

150.45

PAN-VIZ236.331.07

150.34

PANU220219.501.00

140.26

VIZC220232.151.06

150.45

Figura 25: Tensiones Vizcarra – Paramonga Nueva, antes y después de las maniobras


-16.79-12.420.00

-16.79-12.4211.06

16.83-8.1311.06

16.83-8.1311.06

16.83-8.130.00

16.83-8.130.00

VIZ-PRG224.401.02

146.81

PRG-VIZ225.491.02

147.96

PARAG220225.491.02

147.96

VIZC220224.401.02

146.81

-0.00-0.000.00

-0.000.0011.29

0.02-21.7211.29

0.02-21.7211.29

0.02-21.720.00

0.02-21.720.00

VIZ-PRG231.501.05

148.64

PRG-VIZ228.571.04

148.72

PARAG220228.571.04

148.72

VIZC220220.191.00

145.82

0.01-21.190.00

0.01-21.1911.15

-0.000.0011.15

-0.000.0011.15

0.000.000.00

0.000.000.00

VIZ-PRG225.791.03

145.60

PRG-VIZ228.691.04

145.52

PARAG220224.381.02

148.88

VIZC220225.791.03

145.60

Figura 26: Tensiones Paragsha II – Vizcarra, antes y después de las maniobras

7.1 Conclusiones Los resultados obtenidos demuestran que el criterio de aceptación utilizado durante el proceso de definición del Plan Optimo de compensación, es decir que extremo abierto no superase 1.20 pu, se cumple. Según la Norma IEC, para la clase de aislación de 220 kV corresponde como máxima tensión de diseño 245 kV, esto es, la máxima tensión a la cual el sistema podría operar por tiempo indefinido sin riesgo de fallas de aislación. A partir de esta referencia, se puede decir que excepto en un solo caso, todas las contingencias de apertura de un extremo de línea conducen a que la tensión del extremo abierto de las líneas no supere la máxima tensión de diseño (245 kV). En cualquier caso, y aún para la excepción señalada, la tensión en el extremo cerrado de las líneas evaluadas con un extremo abierto no supera la máxima tensión prevista en contingencia (1.10 pu), siempre que en estado prefalla las condiciones operativas sean las determinadas por el programa de optimización. El caso que presenta mayor sobretensión temporaria se da en la apertura de la línea Huayucachi – Zapallal, lado Zapallal. En el lado Huayucachi la tensión alcanza 1.10 pu inmediatamente después de la apertura del interruptor lado Zapallal, y luego cae a 1.09 pu antes del primer segundo de simulación, estableciéndose desde allí en dicho valor; en el extremo abierto de la línea, lado Zapallal, la tensión permanece aproximadamente en 1.15 pu. Para analizar la implicancia de esta sobretensión temporaria en base a consideraciones habituales de diseño, es útil mencionar como referencia que la Norma IEC 71-2 expresa que “en sistemas moderadamente extendidos, un rechazo total de carga total puede ocasionar sobretensiones fase a tierra con amplitud usualmente debajo de 1.20 pu. La duración de la sobretensión depende del equipamiento de control de tensión y podría ser de hasta varios


minutos”. En sistemas más extensos (y el SEIN podría más bien considerarse entre éstos), las sobretensiones podrían alcanzar hasta 1.5 pu, o más si median otros fenómenos (efecto Ferranti o de resonancia), y su duración podría ser de algunos segundos. Para la clase de aislación de 220 kV nominal, o 245 kV de máxima tensión de diseño, el nivel mínimo de aislación para sobretensiones temporarias a frecuencia industrial de corta duración recomendado es de 275 kV (rms), o sea 1.25 pu respecto de la tensión nominal, aunque para el diseño usualmente se recomiendan valores de 325 kV o mayores para este tipo de sobretensión de maniobra. En vista de lo expuesto, es evidente que valores de 1.15 pu en el extremo de la línea implican un amplio margen de seguridad para el aislamiento, aún si el diseño de la aislación hubiera sido efectuado con los menores márgenes de seguridad. Los estados operativos habituales a los que ha sido sometido el SEIN en el presente cercano y el pasado, caracterizados con tensiones de operación próximos a 1.10 pu en los nodos de 220 kV en la Sierra Centro, hacen presumir que el diseño de la aislación está preparada para soportar esfuerzos mucho mayores a los considerados en estas verificaciones. Las recomendaciones vertidas para la operación del SEIN como resultado de este Estudio Integral de Tensión, permiten afirmar que las sobretensiones temporarias de maniobra estarán comprendidas en forma conservadora, dentro de las hipótesis de diseño de la aislación del SEIN.


8 BIBLIOGRAFIA – REFERENCIAS [1] L.H.Fink, K.Carlsen, “Operating under stress and strain”, IEEE Spectrum, Vol.15, March

1978, pp.48-53. [2] A.Garzillo, M.Innorta, P.Marannino, F.Mognetti, “How to supply appropriate VAr

compensation programs to the planning of an electric network by the solution of linear inequality systems”, Proc. 9th PSCC, Cascais, September 1987, pp.788-792.

[3] A.Garzillo, M.Innorta, P.Marannino, F.Mognetti and B.Cova, "Voltage profile optimization procedures in daily scheduling and in VAR planning of large scale electric systems", Proc.

5th National Power System Conference, Bangalore (India), Sept. 1988 [4] A.Ardito, B.Cova, G.Santagostino, S.Parameswaran, B.S.Peri and G.Muralikrishna,

"Application of optimization techniques of the reactive power flows to a transmission network", Proc. 1th Middle East Power System Conference MEPCON89, paper n.TP04-019,

pp.82-88, Cairo-Asyut (Egypt), Jan. 1989 [5] A.Ardito, B.Cova, M.Innorta, P.Marannino and S.Nevaloro, "Active constraints strategies in

optimization algorithms applied to VAR compensation planning of electric power systems", CIGRE Session 1990, paper 37-301, Paris (France), Aug. 1990

[6] B.Cova, N.Losignore, P.Marannino and M.Montagna, "Contingency constrained optimal reactive power flow procedures for voltage control in planning and operation", IEEE Trans.

on Power Systems, Vol.10, No.2, May 1995 [7] J.Carpentier, "Optimal Power Flows", Electrical Power & Energy Systems, Vol. 1, N. 1, April

1979. [8] L.Franchi, M.Innorta, P.Marannino, C.Sabelli, “Evaluation of economy and/or security

oriented objective functions for reactive power escheduling in large scale systems”, IEE Trans. Vol. PAS-102, No.10, October 1983, pp.3481-3488.

[9] COES-SINAC - “Esquemas de Rechazo de Carga por Subfrecuencia y por Mínima Tensión y de Rechazo de Generación por Sobrefrecuencia. Verificaciones de los esquemas propuestos con el modelo de Red Completo”, Contrato N°°°°021-2002 COES-SICN –

31/03/2003. [10] COES-SINAC - “Actualización del Procedimiento de Transferencias de Energía Reactiva:

Normatividad en los principales mercados internacionales, y en el Perú; necesidad de remuneración de las Transferencias”, Contrato N°°°° Nº 016-2003 COES-SICN – 22/03/2004.

[11] COES-SINAC - “Estudio de Estabilidad Permanente del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Perú”, Contrato N°°°° 024-2003 COES-SICN – 19/05/2004.


ANEXO 1

Modelo Matemático del Programa BACONE El modelo matemático es un problema de programación no-lineal, que puede describirse como sigue:

( )

( ) ( )( ) ( ) ( )

min , , ,

, , ,

, , ,

, , ,v q r qb

i i b i

i i i b i i

i i

i i

i i

bi bi

b

OF v q r q

V V v q r q V

Q v Q v q r q Q v

q q q I

v v v I

r r r I

q q q I

s.t.

i I U I

i I

i

i

i

i

1

i

i

i

bi

≤ ≤ ∈

≤ ≤ ∈

≤ ≤ ∈

≤ ≤ ∈

≤ ≤ ∈

≤ ≤ ∈

3

2

1

2

4

5

(1)

Con la siguiente definición de los símbolos: I1 = conjunto de barras de generación (P,Q);

I2 = conjunto de barras de generación (P,V);

I3 = conjunto de barras de centinela - tipo (P,Q) -;

I4 = conjunto de transformadores LTC;

I5 = conjunto de barras equipadas con dispositivos de compensación paralela VAr;

[ ]u q v r qb= , , , : control variable

qi = producción de reactivo en la barra i ∈ I1

vi = terminal de tensión en la barra i ∈ I2

ri = relación de los transformadores LTC i ∈ I4

qbi = generación de reactivo por medio de los dispositivos de compensación paralela en la barra i ∈ I5

Además de las restricciones mostradas en (1), un ulterior juego de restricciones tiene que ser agregado para tener en cuenta el criterio de seguridad preventivo [6]. Estos últimos pueden representarse brevemente por las desigualdades:

( ) ( )( ) ( ) ( )

V V v q r q V

Q v Q v q r q Q v

iC

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 “post-contingencia” ( )V QiC

iC, . Los límites

post-contingencia en las barras de tensión pueden ser diferentes de los límites correspondientes

en el punto básico en que opera V ViC

iC

,

.


La Función objetivo La función objetivo adoptada en el estudio se relaciona con la inversión mínima de equipamiento permaneciendo en seguridad. En otras palabras, el objetivo del proyectista es aprovechar al máximo los medios de compensación ya instalados y minimizar la necesidad de una ulterior compensación. La función objetivo de problema (1) se linealiza como sigue:

( )min minu u

ci

Nci R

i

NRiOF u c q c q

c R

= +

= =

1 1

Donde: NC , NR = es el número de sitios candidatos para la asignación de condensadores o reactores qC , qr = subconjunto del vector variable de control 'u' pertinente a la inyección de potencia

reactiva del capacitor o reactor Cc , CR = costo unitario de capacitores y reactores.

Solución del Problema Matemático El problema de optimización operado por BACONE se clasifica como un modelo compacto y reducido según la definición por Carpentier [7]. Un modelo reducido tiene en cuenta sólo las restricciones obligatorias (los condicionamientos violados en el punto de partida o cerca de sus límites); por ejemplo, en cuanto a los límites de tensión se tiene en cuenta sólo restricciones en las "barras centinela" [8]. Las barras centinela son barras caracterizadas por valores altos de potencia del corto circuito, por consiguiente, la tensión en estas barras afecta notablemente a aquéllas de las barras localizadas en el área circundante (barras “eléctricamente cercanas” a la barra centinela). Una reducción ulterior del tamaño del problema se obtiene refiriendo a las barras de EHV las demandas de potencias activas y reactivas del sistema de subtransmission y reemplazando las numerosas variables discretas de control con variables continuas de control representadas por la inyección de potencia reactiva equivalente a las barras de EHV dónde se esperan niveles de tensión bajos (barras candidatas). Desde un punto de vista matemático, esta simplificación permite evitar el uso de algoritmos pesados mixtos de optimización entero-discretos. En los modelos compactos las ecuaciones del flujo de carga se manejan implícitamente expresando la relación entre las variables dependientes y las variables de control [u] a través de coeficientes de sensibilidad derivados de la solución de flujo de carga. Para acelerar la evaluación de las restricciones post-contingencia (2) partiendo de las aperturas de las ramas, la Modificación del Lemma de la Matriz de Inversión (IMML) se adopta para calcular rápidamente los valores de post-contingencia y las sensibilidades sin resolver explícitamente un nuevo flujo de carga. Con respecto a la salida de servicio de generadores, se asigna a las unidades en servicio, el nuevo valor de estado permanente de potencia activa siguiendo los coeficientes de distribución proporcionadas por el control Automático de Generación. En cuanto a la producción de potencia reactiva y los set points de la tensión terminal, los nuevos valores también se evalúan en este caso a través de coeficiente de sensibilidad que evitan la refactorización de la matriz inicial del jacobiano [6]. El programa tiene en cuenta el cross-coupling entre variables activas y reactivas que no son despreciables en algunos sistemas mal-condicionados. La solución del problema (1) se obtiene por una sucesión de linealizaciones sucesivas. Cada problema lineal de la programación se resuelve adoptando un algoritmo basado en la


estrategia de restricciones activas y en las técnicas de proyección de pendientes [2]. Este algoritmo, sugerido por Rosen, se ha relevado una alternativa favorable al método Simplex normalmente usado. La rutina usada para la obtención de una solución factible se llama SOLIS (Solución de Sistemas con Desigualdades Lineales en inglés Solution of Linear Inequality Systems) y ha sido desarrollada en el Departamento de R&D de ENEL con la colaboración de los Expertos de CESI.


ANEXO 2

Desarrollo de los Escenarios de Estudio En los párrafos siguientes de este Anexo se comentan los aspectos salientes encontrados durante el desarrollo de los escenarios de estudio, que han sido utilizados como base para determinar el Plan de Equipamiento de Compensación. Los comentarios para un escenario, toman como base los supuestos detallados para los escenarios previos, y por ello sólo se destacan los aspectos incrementales.

Siglas para identificar el caso correspondiente y su ubicación en el proyecto • NXXz: donde N puede ser A (Avenida) ó E (Estiaje), XX puede ser 07, 08, 09 y 10,

para representar el año 2007, 2008, etc., y z indica el estado de carga que puede tomar los valores: x (máximo), d (medio), m (mínimo), n (mínimo minimorum), a (máxima anual, válida sólo para casos de estiaje).

• La carpeta Plan_Expansion se encuentran el Caso Base (Diciembre 2006), y los “esqueletos” correspondientes a los casos de Avenida y Estiaje de los correspondientes años. Los mencionados “esqueletos” sólo contienen la topología conforme avanza el programa previsto en el Plan de Expansión, por lo tanto la demanda, generación, estado operativo de los elementos de compensación, etc., no tiene valor.

• La carpeta Escenarios contiene los casos ajustados, separados en los años 2007 a 2010 Base, y los que contemplan los grupos de BPZ en Zorritos, los cuales están bien identificados en las carpetas correspondientes.

Comentarios sobre cambios adicionales en el modelo general • Se ha modificado la información original de límites del compensador sincrónico de

Independencia, de 0 a 10 MVAr, eliminando el rango de absorción de potencia reactiva y reduciendo a la mitad el alcance inductivo, según informó COES.

• Se ha modificado la tensión nominal del lado de alta de los transformadores de grupo de Dolorespata desde 10.5/4.16 kV a 11.5/4.16 kV (11.5 kV es la tensión nominal de la barra de alta). El valor original resulta sospechoso dado que a 1 pu en barras de 11.5 kV, la tensión de barra de los grupos sería 1.05 antes siquiera de conectar uno de ellos, aún con la toma puesta a la máxima relación (+2 x 2.5 %), implicando que las unidades siempre hubieran operado muy subexcitadas.

• De los capacitores que se han considerado en el modelo, el único que no existe en los planos ni en la información de Luz del Sur, es el de 3 MVAr ubicado en la barra de 60 kV de San Bartolo. Se asume que este capacitor ha sido colocado allí para facilitar la convergencia de los flujos de carga. Al respecto, se ha comprobado que si los 3 MVAr se colocan en la barra de 10 kV, el resultado es mejor por lo que para mejorar la convergencia se supone un capacitor de 3 MVAr en la barra de 10 kV de San Bartolo.

• En Balnearios figuran 10 MVAr en el Plano y el modelo original enviado por COES de compensación capacitiva. Sin embargo, de la información suministrada por Luz del Sur aparecen 6 MVAr los cuales permanecen fijos. Por lo tanto, se supone que la composición de 10 MVAr es 6 + 4, para operar separadamente ambos bancos.

• En las unidades de Mantaro, Restitución, Cañón del Pato, Carhuaquero, Malpaso, Moyopampa y Huampani, la producción total de las centrales se han repartido en proporción a sus potencias máximas, a fin de no superar los límites informados en las fichas técnicas.


• Se ha reducido el mínimo técnico de la TG1 de Chilca a 45 MW, y también para el resto de las unidades de ≈ 170 MW asociadas a la subestación Chilca, excepto la TV de Enersur con un mínimo de 35 MW.

• Se corrigió la tensión nominal secundaria del transformador de Huarmay desde 22.0 a 22.9 kV.

• Se mueve una toma para reducir la relación del transformador de Cobriza, lado Campo Armiño, y en consecuencia se incrementa la relación en una toma de los transformadores de Cangallo y Huanta.

• Se mueve una toma para aumentar la relación de transformación en Chimbote Norte. • Se mueve una toma para reducir la relación de transformación de los 2

transformadores de 17.5 MVA en paralelo de Chiclayo Oeste. • Se opera en forma manual el transformador de Paramonga 220/66/10 kV, el

transformador de Huacho 220/66/10 kV, el de Tingo María 220/138/10 kV y el de Aguaytía 220/138/22.9 kV, dado que las consignas deberían cambiarse a diferentes horas del día.

• En las barras de Pacasmayo 6A y 6B, no ha sido nunca necesario conectar los capacitores, y se detecta que el factor de potencia de la demanda es alto. ¿La demanda informada es compensada?

• Se corrige el “tipo” de transformador en Ayacucho, conmutando las reactancias HV/MV por la HV/LV, porque los valores estaban fuera de rango.

Criterios para definir ampliaciones en equipamientos • Si un equipamiento (transformador) se sobrecarga en la carga de punta más allá del

20 %, se considera otro equipo igual que lo reemplace.

Comentarios comunes a todos los escenarios • Sobrecargas

De las líneas sólo se informan sobrecargas mayores al 20 %. No obstante, los únicos 2 casos que se han identificado son:

o Zapallal – La Pampilla_L651, como consecuencia de las obras de ampliación de Chillón. Cuando se completan las obras en el 2010, agregando la línea Chillón – Ventanilla, la sobrecarga desaparece. Por lo tanto, se presume que tal sobrecarga ha sido contemplada por los que han decidido estas obras de ampliación, y sólo se informa el valor de la sobrecarga respecto de la capacidad de carga contemplada en la Base de Datos.

o SRosa-Tacna_L607, la cual puede evitarse conmutando los campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613. Esta afirmación se ha comprobado incluso para el escenario de Máxima Anual del 2010, y puesto que no implica problemas de tensión, sólo se la ha informado.

En el caso de los transformadores, aquellos que presentan una sobrecarga igual o superior al 20 % en cualquier estado de carga, se ha supuesto un transformador en paralelo de la misma capacidad, y válido para todos los escenarios del período estacional correspondiente, y los siguientes. Esto se informa al comienzo de cada período estacional. Los transformadores en paralelo no se han dibujado en los unifilares, sólo se ha agregado el número 2 en el campo de equipos en paralelo de los elementos correspondientes.

• Tensiones fuera de rango que se ignoran: Como consecuencia de la información disponible, hay barras de carga o de 60 kV que superan los límites admisibles de operación en condiciones normales (± 5 %).


Cuando el problema es la elevada tensión en barras de carga, se ha supuesto la mejor posición posible de las tomas de los transformadores de rebaje para mitigar el problema, y también se ha condicionado (en menor medida) la operación de la red de subtransmisión, observando no obstante, un adecuado estado operativo para el resto de los nodos de carga. Estas barras son:

o Huicra 2.4 kV (HUICRA2): ≈ 1.08 debido a límites en la relación de transformación. La barra de alta tensión está aproximadamente a 1.00 pu.

o San Antonio 4.16 kV (SANTO4):≈ 1.05 debido a la relación de transformación (con máximo tap). La tensión en la barra de 50 kV es próxima a 0.98 pu.

o Antuquito 2.4 kV (ANTUQ2.4): ≈ 1.05 debido a la relación de transformación. La tensión en la barra de 50 kV es próxima a 1 pu.

o Casa de Piedra 12.0 kV (CPIED12): ≈ 1.05 debido a la relación de transformación. La tensión en la barra de 50 kV es próxima a 1 pu.

o Nueva Cóndor 60 kV (HUANZ60): ≈ 1.055 debido a las altas tensiones impuestas por la relación de los transformadores de bloque de las unidades de Callahuanca (1-3) y Moyopampa, aún operando tales grupos a una tensión en bornes de 0.95 pu. Esto también se extiende a los nodos próximos, como Chosica 60 kV.


Casos de Demanda BASE, sin el proyecto BPZ

• Avenida 2007 – Caso General o Debido a la carga máxima, se detectó la necesidad de duplicar los

transformadores del Parque Industrial de Tacna (Costa Sur), y de Tacama (Sistema de ICA)

o Debido a la carga media, se detectó la necesidad de duplicar los transformadores de Nepeña (Costa Norte), San Juan (ElectroAndes), el de ICA (220/60/10 kV, con 163 % de carga) y el de Santa Margarita (Sistema de ICA).

o Debido a la sobrecarga en demanda mínima (27%), aunque demuestra sobrecarga algo menor durante el resto del día, se incrementa la capacidad del transformador de Ares 66/33/4.16 kV, 12/5/7 MVA

o Avenida 2007, Máxima: Se redujo Aguaytía TG1 y Ventanilla TG3 a su Pmax; para compensar

se subieron Ventanilla TG4, Santa Rosa UTI5 y Huinco. La convergencia no se logra por causa de las bajas tensiones en

Bujama y San Bartolo. Se ha supuesto una capacidad total de 6 MVAr en la barra de San Bartolo, 2 capacitores de 3 MVAr en la barra A de Bujama (mala10a) y 3 MVAr adicionales a los 3 MVAr existentes en la barra B de Bujama (mala10b). Con estos cambios se logra la convergencia.

El balance demuestra un déficit de unos 11 MW faltantes de generación, que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

Sobrecargas de Líneas: • Zapallal – La Pampilla_L651, como consecuencia de las obras

de ampliación de Chillón • SRosa-Tacna_L607: Puede evitarse conmutando los campos de

entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Avenida 2007, Media:

El balance demuestra un déficit de unos 8 MW faltantes de generación, que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

o Avenida 2007, Mínima Semanal: El despacho de Ventanilla (2 x 40 MW) no se ajusta al mínimo (70 MW)

por máquina, por lo cual se deja en servicio sólo una unidad con 80 MW.

El balance demuestra un déficit de unos 8.5 MW faltantes de generación, que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

o Avenida 2007, Mínima día festivo: El balance demuestra un déficit de sólo 2 MW que se agregan en la

unidad TG1 de Chilca (Enersur).


Las tensiones pueden controlarse en barras de 60 kV del área Centro, pero para evitar que las barras de Callahuanca y vecinas alcancen cerca de 1.07 pu se desconecta el capacitor (6 MVAr) de La Planicie de Luz del Sur. Sería también recomendable hacer lo mismo con algunos otros bancos, como el de Limatambo (8 MVAr), Neyra (10 MVAr) y Salamanca.

• Estiaje 2007 – Caso General

o En Condorcocha se duplica el transformador, debido a la Máxima Anual, al igual que Cachimayo, y Excelsior (N° 2).

o Se suponen fuera de servicio los 2 capacitores de 3 MVAr en San Bartolo, los 2 capacitores de 3 MVAr en la barra A de Bujama (Mala10a), y el capacitor de 3 MVAr agregado en la barra B de Bujama (Mala10b). Estos capacitores que fueron necesarios para la convergencia en Avenida 2007, se eliminan de la Base de Datos para los escenarios siguientes.

o Estiaje 2007, Máxima anual: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW para ajustarlo a su

Pmax, y se compensa considerando fuego adicional en la unidad de vapor.

El balance demuestra un déficit de unos 25 MW faltantes de generación, de los cuales 18 se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima, y los restantes 7 MW se agregan a la TV de Ventanilla en concepto de fuego adicional, alcanzando un despacho de 141 MW.

Sobrecargas de Líneas: • Zapallal – La Pampilla_L651 (21.4 %), como consecuencia de

las obras de ampliación de Chillón. • SRosa-Tacna_L607 (27.4 %): Puede evitarse conmutando los

campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Estiaje 2007, Máxima:

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW para ajustarlo a su Pmax, y se compensa considerando fuego adicional en la unidad de vapor.

El balance demuestra un déficit de unos 11 MW faltantes de generación, los cuales se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

o Estiaje 2007, Media: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW para ajustarlo a su




o Estiaje 2007, Mínima semanal: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW para ajustarlo a su



o Estiaje 2007, Mínima festivo: El balance demuestra un déficit de unos 7 MW faltantes de generación,

los cuales se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

Las tensiones pueden controlarse en barras de 60 kV del área Centro, pero para evitar que las barras de Callahuanca y vecinas alcancen cerca de 1.07 pu se desconecta el capacitor (6 MVAr) de La Planicie de Luz del Sur, y el de 6 MVAr en Salamanca.

• Avenida 2008 – Caso General

o Avenida 2008, Máxima: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW y Aguaytía TG1

en 1.4 MW para ajustarlos a su Pmax. La diferencia se agrega en partes iguales sobre la TG1 Chilca de Enersur, y la TG1 Kallpa de Globeleq.

El balance demuestra un déficit de unos 10.5 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

Sobrecargas de Líneas: • SRosa-Tacna_L607 (26.0 %): Puede evitarse conmutando los

campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Avenida 2008, Media:

La potencia de Ventanilla TG3 se reduce en ≈ 7 MW para ajustarla a su Pmax. Esta diferencia y la de pérdidas se compensa con el despacho de unos 12 MW que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

Debido a que hay una sola unidad en Chilca, es preciso extremar su capacidad de soporte de tensión (casi máximo de la curva de capabilidad) para sustentar el nodo de Independencia. No se pueden usar todos los bancos en la barra de 60 kV de San Juan debido a que excede el 1.05 pu de tensión la barra, y aún así es preciso limitar el aporte de Huinco para controlar la tensión en San Juan, al igual que en Ventanilla para Chavarría. La tensión en Campo Armiño no se debería aumentar más para evitar valores superiores a 1.05 pu en el sistema Cobriza – Cangallo debido a su menor carga (relativa al pico de carga).


o Avenida 2008, Mínima semanal: La potencia de Ventanilla TG3 y TG4 (40MW) está por debajo del

mínimo técnico (70MW), por lo tanto se deja una sola máquina en servicio con 80 MW. La diferencia de 2 MW en pérdidas la absorbe la misma TG3.

Se observa que la falta de despacho de unidades en Chilca, se requiere la presencia de 1x30 MVAr + 1x15 MVAr en San Juan, a fin de sostener un nivel de tensión aceptable en Independencia. Sin embargo, estos capacitores en San Juan imponen que Huinco y la unidad de Ventanilla operen manteniendo bajas las tensiones en Santa Rosa y Chavarría, dándole margen a su vez al SVC de Balnearios para mantener el perfil de tensiones en la barra de 60 kV de esta subestación.

o Avenida 2008, Mínima festivo: Sin comentarios.


o Ante la incorporación programada del 2do. Transformador de ICA 220/60 kV, se deja sin efecto la duplicación previa considerada del transformador existente, ya que éste se incorpora explícitamente.

o Debido a la carga Máxima Anual, se duplica el transformador de Pucallpa 60/22.9/10 kV.

o Se igualan las tomas de los transformadores 60/10 kV de Juliaca. La asimetría anterior compensaba parcialmente la diferente impedancia de cortocircuito, ante el alto estado de carga.

o Se modifica la toma de uno de los transformadores de Yarada (Sistema Los Héroes), puesto que en carga ligera la tensión en baja se aproxima a 1.04 pu, en tanto que la zona (debido a la carga del Parque Industrial), requiere tensiones más altas en general.

o Se reduce en una toma la relación del transformador de Cementos Yura (Costa Sur).

o Se incrementa en una toma la relación del transformador de Cajamarca (Sistema de Guadalupe), no hay que subirla porque inhibe subir la tensión en mínima demanda.

o La relación del transformador de La Pampa (Sistema de Huallanca) se reduce en un tap.

o Se reduce en una toma la relación del transformador de Motupe (Chiclayo Oeste).

o Se reduce en una toma la relación de los transformadores de Sullana (60/10 kV) y se aumenta en una toma los transformadores 10/4.16 kV de la generación.

o Estiaje 2008, Máxima anual: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW, y la diferencia se

agrega a la TV considerando fuego adicional. Las pérdidas adicionales se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima, por un valor de 18.5 MW, y el resto a la máquina TV de Ventanilla.

Sobrecargas de Líneas:


• SRosa-Tacna_L607 (37.3 %): Puede evitarse conmutando los campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613.

• Zapallal – La Pampilla_L651 (24.8 %), como consecuencia de las obras de ampliación de Chillón.

o Estiaje 2008, Máxima: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW, y la diferencia se

agrega a la TV considerando fuego adicional. Las pérdidas adicionales se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima, por un valor de 18.5 MW, y el resto a la máquina TV e Ventanilla.


campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Estiaje 2008, Media:

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW, y la diferencia se agrega a la TV considerando fuego adicional. Las pérdidas adicionales se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima, por un valor de 18.5 MW, y el resto a la máquina TV e Ventanilla.

o Estiaje 2008, Mínima semanal: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW, y la diferencia se


En este caso particular, hay que dejar en servicio los capacitores de Paita 10 kV, para evitar una tensión alta en la salida de Piura.

o Estiaje 2008, Mínima festivo: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW, y la diferencia se



o Debido a la carga máxima, se duplica el transformador de Uchuchaua. o Avenida 2009, Máxima:

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW y Aguaytía TG1 en 1.4 MW para ajustarlos a su Pmax. La diferencia se salda agregando al despacho la unidad 1 de ILO1 con 10 MW, y reduciendo en 2 MW el despacho de la TV2 (originalmente 20 MW), dado que se estima no afectará los resultados del estudio porque normalmente no hay déficits de reactivo en esta central, sino que por el contrario las unidades normalmente lucen con bajo estado de excitación.




campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Avenida 2009, Media:

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 MW para ajustarla a su Pmax. La diferencia se salda agregando ≈ 5 MW (1.6 MW por máquina) al despacho de Charcani V, y unos 18.5 MW debido a la diferencia de pérdidas que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

o Avenida 2009, Mínima semanal: La diferencia de pérdidas se compensa con el despacho de unos

14.0 MW que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

o Avenida 2009, Mínima festivo: La diferencia de pérdidas se compensa con el despacho de unos

13.0 MW que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.


o Se duplican los transformadores de San Bartolo y Villa El Salvador (San Juan), Pedregal (Independencia), Salecianos (Huayucachi) y Racchi (Cachimayo, de Sierra Sur)

o Estiaje 2009, Máxima anual: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su

Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad de Vapor del CC. El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de

generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima. El resto de la diferencia se asigna a la unidad TV de Ventanilla, considerando el fuego adicional.


campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 • Zapallal – La Pampilla_L651 (28.7 %), como consecuencia de

las obras de ampliación de Chillón.


o Estiaje 2009, Máxima: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su





Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad de Vapor del CC.

El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima. El resto de la diferencia se asigna a la unidad TV de Ventanilla, considerando el fuego adicional.

o Estiaje 2009, Mínima semanal: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su



Se destaca que el aporte del Centro al Sur, supera en un 5 % la potencia límite informada por COES para el enlace Cotaruse – Socabaya.

o Estiaje 2009, Mínima festivo: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su





o Se duplica el transformador de Tembladeral y uno de los transformadores de ICA Norte, debido a la carga media.


o Se duplica uno de los transformadores de Atacocha (Paragsha), debido a la carga mínima.

o Se reduce en 1 la toma de La Pampa (sistema de Huallanca), debido a bajas tensiones en Mínima demanda, necesarias para evitar mayor subexcitación en las unidades de Pariac.

o Avenida 2010, Máxima: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su

Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad Westinghouse de 120 MW en Santa Rosa.



campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 • Desaparece la sobrecarga de Zapallal – La Pampilla_L651,

como consecuencia de la nueva línea Chillón – Ventanilla del proyecto de expansión de Luz del Sur.

o Avenida 2010, Media: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su

Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad TG1 de Enersur (Chilca). El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de

generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.

o Avenida 2010, Mínima semanal: El balance demuestra un déficit de unos 17.0 MW faltantes de


Debido al bajo despacho de Ventanilla (1 máquina), y la ausencia de generación en Chilca, es conveniente dejar en servicio 1 banco de 20 MVAr en la barra de 60 kV de Chavarría, y un banco de 30 MVAr en la barra de 60 kV de San Juan (en este último caso, debido a la baja tensión en barras de carga de Atocongo).

o Avenida 2010, Mínima festivo: El balance demuestra un déficit de unos 14.0 MW faltantes de



o Debido a la máxima anual, se duplica uno de los 2 transformadores de Chincha (Independencia), el tranformador de Bella Vista 60/10 kV, uno de los 2


transformadores de Sullana 60/10 (Piura Oeste), uno de los 2 transformadores de Tomas Valle (Chavarría), el transformador de Alto La Luna (Independencia), y uno de los 2 transformadores de Phershing (Barsi), y el transformador 220/66/10 kV de Huacho.

o Estiaje 2010, Máxima anual: Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su

Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad turbo vapor. El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de




Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad turbo vapor.







campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Estiaje 2010, Mínima semanal:



Sobrecargas de transformadores:


• El lado de baja del transformador de Chicrín, se sobrecarga un 22.0 %, pero no se considera su ampliación por ser el estadio final del estudio y porque no presenta problemas de tensión.

o Estiaje 2010, Mínima festivo: El despacho de 1TG y la TV de Ventanilla no es posible con los valores

informados, puesto que la producción de la TV se corresponde sólo con las 2TG con despacho pleno. Luego, se supone la TG3 al máximo, y el resto del despacho se completa con la TG4. La TG3 se reduce en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax, y la diferencia se agrega a los 126.8 MW supuestos inicialmente en la TG4.

El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima. El resto de la diferencia se asigna a la unidad TG4.


Casos Con BPZ (Generación 1x75MW en Zorritos) El informe de los despachos se conserva desde los casos Sin BPZ, y se agregan los comentarios relativos al cambio en el despacho (en color verde).

• Estiaje 2009 – Caso General o Se duplican los transformadores de San Bartolo y Villa El Salvador (San Juan),

Pedregal (Independencia), Salecianos (Huayucachi) y Racchi (Cachimayo, de Sierra Sur)

o Estiaje 2009, Máxima anual: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado 2

grupos de Mollendo, y un pequeño incremento en el margen de regulación de Huinco. Esto trae como consecuencias:

• Se debe incrementar la tensión en Talara (y Zorritos para trabajar en forma conjunta) y aumentar levemente el soporte en Chiclayo Oeste mediante el aporte de Carhuaquero, a fin de compensar las caídas de tensión del mayor transporte y lograr una tensión aceptable en Piura.

• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y mucho más en Chimbote, tal que permite reducir el aporte de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de las unidades de Mollendo (únicas despachadas en Independencia), debilitan la tensión en Independencia, y de las dependientes ICA y Marcona.




campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 • Zapallal – La Pampilla_L651 (28.9 %), como consecuencia de

las obras de ampliación de Chillón. o Estiaje 2009, Máxima:

Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado los 4 grupos de Calana, el grupo UTI5 y un pequeño incremento en el margen de regulación de Huinco. Esto trae como consecuencias:



• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y mucho más en Chimbote, tal que permite reducir el aporte de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de las unidades de Calana no debilita la tensión en Independencia, porque se mantiene el aporte de Mollendo.





Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado los 4 grupos de Calana, el grupo UTI5 y un pequeño incremento en el margen de regulación de Huinco. Esto trae como consecuencias:


• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y más en Chimbote, tal que permite reducir el aporte de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de las unidades de Calana no debilita la tensión en Independencia, porque se mantiene el aporte de Mollendo.



o Estiaje 2009, Mínima semanal: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado los 4

grupos de Calana, los 2 de Mollendo, y ha reducido levemente el despacho de Mantaro y Restitución. Esto trae como consecuencias:

• Se debe incrementar la tensión en Talara (y Zorritos para trabajar en forma conjunta) y aumentar levemente el soporte en Chiclayo Oeste mediante el aporte de Carhuaquero, a fin de


compensar las caídas de tensión del mayor transporte y lograr una tensión aceptable en Piura.

• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y algo más en Chimbote, que permite reducir el aporte de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de las unidades de Calana y Mollendo, debilita la tensión en Independencia.




o Estiaje 2009, Mínima festivo: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado los 2

grupos de Mollendo, y ha reducido levemente el despacho de Mantaro y Restitución. Esto trae como consecuencias:


• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y algo más en Chimbote, que permite reducir el aporte de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de las unidades de Mollendo, debilita la tensión en Independencia.





• Avenida 2010 – Caso General o Se duplica el transformador de Tembladeral y uno de los transformadores de

ICA Norte, debido a la carga media. o Se duplica uno de los transformadores de Atacocha (Paragsha), debido a la

carga mínima. o Se reduce en 1 la toma de La Pampa (sistema de Huallanca), debido a bajas

tensiones en Mínima demanda, necesarias para evitar mayor subexcitación en las unidades de Pariac.

o Avenida 2010, Máxima: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado los 2

grupos de Mollendo, y un pequeño incremento en el margen de regulación de Huinco. Esto trae como consecuencias:

• Se debe incrementar la tensión en Talara (y Zorritos para trabajar en forma conjunta), a fin de compensar las caídas de tensión del mayor transporte y lograr una tensión aceptable en Piura.

• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y más en Chimbote, tal que permite reducir el aporte de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de las unidades de Mollendo debilita la tensión en Independencia, pero puede sustentarse con un incremento de aporte desde Platanal.

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad Westinghouse de 120 MW en Santa Rosa.



campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 • Desaparece la sobrecarga de Zapallal – La Pampilla_L651,

como consecuencia de la nueva línea Chillón – Ventanilla del proyecto de expansión de Luz del Sur.

o Avenida 2010, Media: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado el

único grupo disponible de Mollendo, y reducido en 40 MW el despacho del grupo TG1 de Enersur. Esto trae como consecuencias:


• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte (es necesario un aporte menor del SVC), y en Chimbote, tal que permite reducir el aporte


de las unidades de Cañón del Pato para mantener la tensión en 138 kV en los valores de tensión regulares.

• La sustitución de la unidad de Mollendo debilita la tensión en Independencia, pero puede sustentarse con un incremento de aporte desde Platanal.

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax, y la diferencia se agrega a la unidad TG1 de Enersur (Chilca).


o Avenida 2010, Mínima semanal: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ (40 MW) ha forzado la

reducción en el despacho del único grupo en servicio de Ventanilla. Esto trae como consecuencias:

• Se incrementa levemente la tensión en Zorritos para la operación conjunta de potencia reactiva entre Malacas TGN4 y la unidad de BPZ.

• El mayor aporte desde el Norte no mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte y Chimbote.


Debido al bajo despacho de Ventanilla (1 máquina), y la ausencia de generación en Chilca, es conveniente dejar en servicio 1 banco de 20 MVAr en la barra de 60 kV de Chavarría, y un banco de 30 MVAr en la barra de 60 kV de San Juan (en este último caso, debido a la baja tensión en barras de carga de Atocongo).

o Avenida 2010, Mínima festivo: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ (50 MW) ha forzado la

salida del despacho del único grupo en servicio de Ventanilla (70 MW), y se ha incrementado la generación de Aguaytía en 10 MW (de 40 a 50 MW), al igual que la generación de Malacas TGN4 (de 40 a 50 MW). Esto trae como consecuencias:

• Se debe incrementar levemente la tensión en Talara (y Zorritos para trabajar en forma conjunta), a fin de compensar las caídas de tensión del mayor transporte y lograr una tensión aceptable en Piura.

• El mayor aporte desde el Norte, mejora aunque levemente el control de tensiones en Trujillo Norte y en Chimbote.

• Para suplir el efecto de la prescindencia del grupo de Ventanilla, debe incrementarse la consigna de tensión de Matucana y Callahuanca G4, y aumentar levemente el soporte de Platanal a Independencia.

El balance demuestra un déficit de unos 14.0 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín,


Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima.


o Debido a la máxima anual, se duplica uno de los 2 transformadores de Chincha (Independencia), el tranformador de Bella Vista 60/10 kV, uno de los 2 transformadores de Sullana 60/10 (Piura Oeste), uno de los 2 transformadores de Tomas Valle (Chavarría), el transformador de Alto La Luna (Independencia), y uno de los 2 transformadores de Phershing (Barsi), y el transformador 220/66/10 kV de Huacho.

o Estiaje 2010, Máxima anual: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado el

despacho parcial del grupo TV de Ventanilla, y aumenta levemente el margen de los grupos de Huinco. Esto trae como consecuencias:


• El mayor aporte desde el Norte, mejora el control de tensiones en Trujillo Norte y en Chimbote, prescindiendo del 2do capacitor que estaba en servicio en la barra de 13.8 kV.

• La ausencia del grupo TV de Ventanilla (despachado parcialmente), requiere un mayor soporte de Matucana/Callahuanca 4, y también de Huinco.

Se reduce el despacho de Ventanilla TG3 en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax.

El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima, y la diferencia faltante se agrega a las unidades de Huinco. La diferencia de Ventanilla y pérdidas, se asigna a las unidades de Huinco.



Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado el aporte de una caldera de recuperación del CC de Ventanilla, y ha desplazado del despacho a 3 unidades de Calana, incrementando levemente el despacho de Huinco en compensación. Esto trae como consecuencias:


• El mayor aporte desde el Norte, mejora el control de tensiones en Trujillo Norte y en Chimbote, prescindiendo del 2do capacitor que estaba en servicio en la barra de 13.8 kV.


• La reducción del despacho del grupo TV de Ventanilla a la mitad, no cambia sustancialmente el control de tensión. La salida de las 3 unidades de Calana, debilita levemente el soporte de tensión en Independencia, y debe suplementarse con Platanal.


El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima. El resto de la diferencia se asigna a la unidad TV de Ventanilla con una caldera de recuperación, considerando el fuego adicional.



Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado el aporte de una caldera de recuperación del CC de Ventanilla, y ha desplazado del despacho a 3 unidades de Calana, incrementando levemente el despacho de Huinco en compensación. Esto trae como consecuencias:

• Se debe incrementar la tensión en Talara (y Zorritos para trabajar en forma conjunta), a fin de compensar las caídas de tensión del mayor transporte y lograr una tensión aceptable en Piura, y también aunque levemente, en Gallito Ciego para mantener el perfil de tensiones en Guadalupe.

• El mayor aporte desde el Norte, mejora el control de tensiones en Trujillo Norte y en Chimbote,

• La reducción del despacho del grupo TV de Ventanilla a la mitad, no cambia sustancialmente el control de tensión. La salida de las 3 unidades de Calana debilita levemente el soporte de tensión en Independencia, y debe suplementarse con Platanal.




campos de entrada en barras de Santa Rosa, con la L-613 o Estiaje 2010, Mínima semanal:

Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado el aporte de una caldera de recuperación del CC de Ventanilla, y ha desplazado del despacho a las 4 unidades de Calana, incrementando levemente el despacho de Mantaro y Restitución. Esto trae como consecuencias:




• La reducción del despacho del grupo TV de Ventanilla a la mitad, no cambia sustancialmente el control de tensión. La salida de las 4 unidades de Calana debilita el soporte de tensión en Independencia, y debe suplementarse con Platanal.



Sobrecargas de transformadores: • El lado de baja del transformador de Chicrín, se sobrecarga un

22.0 %, pero no se considera su ampliación por ser el estadio final del estudio y porque no presenta problemas de tensión.

o Estiaje 2010, Mínima festivo: Respecto del Caso Base, la generación de BPZ ha reemplazado el

equivalente al aporte de una caldera de recuperación del CC de Ventanilla, y ha desplazado del despacho a las 4 unidades de Calana, incrementando levemente el despacho de Mantaro y Restitución. Esto trae como consecuencias:



• La reducción del despacho del grupo TV de Ventanilla a la mitad, no cambia sustancialmente el control de tensión. La salida de las 4 unidades de Calana debilita el soporte de tensión en Independencia, y debe suplementarse con Platanal.

La TG3 se reduce en ≈ 7 para ajustarla a su Pmax, y la diferencia se agrega al grupo TV contando fuego adicional para una caldera de recuperación.

El balance demuestra un déficit de unos 18.5 MW faltantes de generación que se asignan a las siguientes unidades hidráulicas no contempladas en el despacho original: Rumipunco, Botiflaca, Chaprín, Marcopampa y Santa Rosa (Hidráulica), en forma proporcional a su potencia máxima. El resto de la diferencia se asigna a la unidad TG4.


ANEXO 3

Implementación del Plan de Expansión La información concerniente a la demanda nodal y despachos económicos correspondiente al Plan de Expansión, fue suministrada por COES para dos escenarios de crecimiento: Demanda BASE y Demanda ALTA. La diferencia del Plan de Expansión para cada escenario de crecimiento sólo incide en los nuevos proyectos de generación a tener en cuenta, o bien en cambios en la fecha de ingreso de algunos de ellos, puesto que los Agentes del SEIN suministraron planes de expansión de la red no sujetos a cada escenario de crecimiento de la demanda. Luego de analizar el cuantioso número de escenarios que se desprendía de contemplar los diversos estados de carga estipulados y otras variantes, este Consultor optó por ejecutar detalladamente los escenarios correspondientes a la Demanda BASE (53 escenarios), y omitir los de demanda ALTA. Por consiguiente, el Plan de Expansión que se detalla a continuación expresa lo previsto para la Demanda BASE, aunque se destacan por igual (color azul, en negrita) los proyectos de generación adicionales previstos para el Plan de Demanda ALTA, los cuales si bien fueron incorporados en la red, se consideraron en servicio cuando los despachos económicos elaborados por COES para Demanda BASE así lo indicaron.

Plan de Expansión: Demanda BASE Hay un número de obras que se consideran previas al período de estudio (Avenida 2007 – Estiaje 2010), y se designan Previos durante 2006. Para el resto de las obras, aquellas que se consideran entre Agosto del año anterior y previas a Febrero de cada año integran el período de Avenida respectivo, y las posteriores a esta fecha pero anteriores a Agosto las de Estiaje. La información detalla s fechas informadas por COES para cada obra, y el período en que se consideran. También se destacan las hipótesis empleadas para modelar los equipamientos, las cuales fueron consensuadas con COES. Para las líneas nuevas, se describe el nombre de la estructura espacial que se ha empleado en cada caso, la cual se encuentra con dicho nombre en la librería de torres.

Previos durante 2006: Generación:

Junio de 2006: Repotenciación TG-2 C.T. Aguaytía (85.88 MW). Repotenciación de la unidad TG2 de Aguaytía para elevar su potencia de 78 MW a 85.88 MW.

Junio y agosto de 2006: Conversión de las turbogas UTI 5 y 6 a Gas natural. Adecuación de la infraestructura de las unidades aeroderivativas UTI 5 y 6 de la central Santa Rosa de Edegel para uso de gas natural.

Agosto de 2006: Reconversión de TG3 Ventanilla a ciclo combinado. Reconversión TG3 Ventanilla a Ciclo combinado, mediante la instalación de una Turbina a vapor de 192 MW y una caldera de recuperación de los gases de escape de la TG3. La potencia efectiva pasa de 152.22 MW a 215.65 MW, más 13.23 MW por fuego adicional, totalizando 228.88 MW. Conexión a la red mediante un transformador de 16/220 kV, 156/208/260 MVA (ONAN/ONAF/OFAF), tensión de cortocircuito de 8.55 % en 156 MVA.


Nota: La potencia máxima previa era la especificada en la Ficha Técnica con DIESEL 163.61 MW – Se cambia a 152.3 MW

Octubre de 2006: Reconversión de TG4 Ventanilla a ciclo combinado. Reconversión TG4 Ventanilla a Ciclo combinado, mediante instalación de una nueva caldera de recuperación de gases de la TG4 para alimentar a la Turbina a vapor de 192 MW ya instalada. La potencia pasa de 156.2 MW a 219.6 MW, más 12.0 MW por fuego adicional, totalizando 231.6 MW. La conexión a la red es a través del mismo transformador de 16/220 kV anteriormente instalado. Nota: La potencia máxima previa era la especificada en la Ficha Técnica con DIESEL 164.47 MW – Se cambia a 156.2 MW

Diciembre de 2006: Turbogas de 174 MW de ENERSUR en Chilca. Puesta en servicio de una primera unidad turbogas Siemens modelo V84.3A2 de 174 MW del proyecto térmico de ENERSUR en Chilca. Se unirá a la subestación Chilca de REP con transformador de 16/220 kV, 210 MVA y una conexión directa a la barra de alta tensión.

Transmisión: Mayo 2006 S.E. Ingenieros de Luz del Sur.

Nueva subestación de 40/30/20 MVA, 60/22.9/10 kV, situada en el trayecto de la línea Puente-Monterrico, a 4.47 km de Puente y 7.12 km de Monterrico.

Julio 2006 Sistema Huallanca-Sihuas-Tayabamba. Sistema de transmisión de 136.5 km, 138 kV para alimentar cargas rurales y mineras, por un total de 20.7 MW. Comprende los siguientes tramos de líneas:

Tramo Huallanca-Sihuas

Sihuas-Tayabamba

Tayabamba-Llacuabamba

Tensión kV 138 138 138 Long. km 51.50 53.46 31.55 Conductor AAAC mm2 240 240 240 Capacidad MVA 45.974 45.673 46.679 R1 Ω/km 0.155 0.157 0.151 X1 Ω/km 0.528 0.535 0.512 C1 nF/km 8.507 8.507 8.507 R0 Ω/km 0.841 0.485 0.329 X0 Ω/km 1.651 1.690 1.934 C0 nF/km 4.589 4.589 4.589

Transformadores: S.E. Sihuas: 138/60/(22.9±10*1%) kV, 8/5/4 MVA (ONAN), 10/6/5 MVA (ONAF), Dynyn5, Tensiones de cortocircuito: 7.62/11.42/3.54 % (8 MVA). S.E. Tayabamba: (138±10*1%)/23 kV, 7/9.3 MVA ONAN/ONAF, YNynd11. Devanado terciario de compensación 2.5/3.7 MVA (ONAN/ONAF). S.E. Llacuabamba: (132±10*1%)/22.9 kV, 15/20 MVA (ONAN/ONAF), YNynd5. Devanado terciario de compensación en delta.


Nota: La subestación Sihuas se considera independiente de la existente (sin vinculación).

Julio 2006: S.E. Mina de Shougang y transmisión asociada. Nueva subestación a 4 km de Marcona, que utiliza el tercer circuito Marcona-San Nicolás (antigua línea L-6629). Alimenta directamente cargas de Shougang que anteriormente se alimentaban de una línea de 34.5 kV que partía de San Nicolás, eliminando la doble circulación de potencia, reduciendo pérdidas y caída de tensión. Transformador de 25 MVA, (60 ± 8*1.25%)/34.5 kV, Dyn5 con OLTC. A esta nueva subestación denominada MINA34 se trasladaron las cargas siguientes: ms snico13C, ms snico13D y ms snico13E que anteriormente estaban conectadas a San Nicolás.

Julio 2006: Segundo Transformador de Paragsha I Instalación en la subestación Paragsha I de un transformador de 35/27.84/35 MVA, 125/48/12.6 kV paralelo a la unidad actual de 44/35/44 MVA. Se estima que las tensiones de cortocircuito serán similares a los de la unidad actual. Nota: Las tensiones nominales se adoptan como 120/48/12.6, iguales al transformador existente, y se supone que las potencias indicadas son ONAN, siendo para ONAF 44/35/44 MVA (25.7% adicional). Además, se supone que las impedancias de cortocircuito están expresadas en las bases ONAF para compatibilidad con el equipo existente (misma cargabilidad).

Septiembre 2006: Ampliación S.E. Ilo 1 de 23 a 42 MW. Comprende la instalación de dos transformadores de 138/13.8 kV, 12.46 % de tensión de cortocircuito y 70 MVA cada uno en la barra de Ilo 1, para alimentar nuevas cargas, así como traslado de cargas a este nuevo nodo. Esta ampliación comprende un nodo nuevo con cargas nuevas y el traslado de cargas antiguas a este nodo nuevo. Las cargas nuevas y trasladadas son: lod AMPILO, ms Amp ILO, asm Amp ILO 1, asm Amp ILO 2, asm Amp ILO 3, lod ILOTV2, lod FUN416, ms ilo4.16, lod PLACID4, lod ILOTV1, asm ilo1, asm ilo11.

Agosto-diciembre 2006: Ampliación Planta de Sulfuros Cerro Verde 110 MW. Comprende la construcción de una línea de transmisión Socabaya-Cerro Verde, de 220 kV en doble circuito de 9.7 km, conductores AAAC de 500 mm2. La S.E. Cerro Verde esta configurada en anillo con dos celdas de entrada para las líneas que llegan de Socabaya y una celda de salida para una línea de 400 m que conecta con la subestación Planta de Sulfuros. Esta ultima subestación contiene una celda para la llegada de la línea de 400 m y 3 celdas para 3 transformadores de 60 MVA cada una y relación 220/22.9 kV. La carga comprende principalmente motores síncronos y asíncronos que se incorporaran al sistema progresivamente a partir de agosto, donde ingresaran aproximadamente 15 MW, para ir aumentando paulatinamente hasta tomar su máxima carga en diciembre. Nota: Estructura espacial de la línea: DobleTerna_220kV_Tipo_A (Ver tipo debajo de Library\Tow\)


Ave_07 (Febrero 2007) agrega: Generación:

Febrero 2007: Repotenciación de C.H. Pariac para incrementar 800 kW de potencia en febrero de 2007. Nota: Puesto que no se conoce el proyecto de detalle, se supone que se trata de una nueva unidad igual a Pariac 3N de 0.82 MW, pero con Potencia Máxima de 0.80 MW.

Transmisión: Enero 2007: Transformador TR-4 de 180 MVA en S.E. Chavarría de Edelnor.

Instalación de un transformador de 180 MVA en S.E. Chavarría que reemplazará las unidades TR-1 y TR-2 de 85 MVA, las cuales se trasladarán a la S.E. Chillón. El nuevo transformador tendrá características similares a las unidades existentes.

Enero 2007: S.E. Chillón de Edelnor. La S.E. Chillón de Edelnor, en 220/60 kV se construirá muy cerca de la S.E. Ventanilla, al cual se conectará mediante dos líneas de 220 kV y 1.5 km. La capacidad de transformación lo conformaran dos transformadores de 85 MVA (TR1 y TR2) que se trasladaran de la S.E. Chavarría y se adecuaran para una potencia de 120 MVA cada una.

Enero 2007: Cambio de TR-1 de 85 MVA por TR-3 de 180 MVA en S.E. Santa Rosa de Edelnor. En la S.E. Santa Rosa (área de Edelnor) se instalará la unidad TR-3 de 180 MVA que reemplazará a la actual unidad TR-1 de 85 MVA. Además se añadirá una unidad monofásica de 60 MVA como reserva. Se estima que todas las unidades nuevas de 220/60 kV tendrán impedancias similares a las unidades existentes.

Enero 2007: Conexión de S.E. Chillón con línea Pampilla-Oquendo. El nodo de 60 kV de la S.E. Chillón se conectará con el punto más cercano de la línea Pampilla-Oquendo, mediante un tramo doble circuito de 2 km, dando lugar a la desaparición de la línea mencionada y la aparición de las líneas Chillón-Pampilla y Chillón-Oquendo. Se estima que estas líneas serán aéreas y sus parámetros serán similares a las existentes. Nota: La doble terna se asume de 304 mm2 con una estructura tipo DobleTerna_60kV_Tipo_A1.

Enero 2007: Conexión de S.E. Chillón con S.E. Naranjal. Nueva línea de transmisión Chillón-Naranjal de 60 kV y 10 km. Se asume que la estructura será construida para doble circuito, para permitir la ampliación con una nueva terna. Nota: Se asume 304 mm2 con una estructura tipo DobleTerna_60kV_Tipo_A1.

Enero 2007: Planes Luz del Sur 1.1. Ampliaciones SETs

• Ampliación de capacidad de transformación 60/22.9/10 kV en SET Huachipa. Situación actual: 25 MVA Situación final: 1x25 + 1x25/25/25 MVA


Nota: En general para este y el resto de los transformadores que se incorporan, las impedancias de cortocircuito se hacen compatibles con el transformador existente, y con tensiones nominales 60/22.9/10 kV, con regulación al 1 %.

• Ampliación de capacidad de transformación 60/22.9/10 kV en SET Santa Clara. Situación actual: 25/25/10 MVA Situación final: 1x25 + 1x25/25/10 MVA Nota: Sólo considera que el transformador agregado amplía la capacidad de media (22.9 kV) del transformador de 3 devanados instalado, con impedancia compatible para el funcionamiento en paralelo. El fundamento es que la zona de Santa Clara alimenta cargas de nuevos asentamientos humanos, de poca magnitud pero relativamente espaciadas.

• Ampliación de capacidad de transformación 60/22.9/10 kV en SET San Juan. Situación actual: 25 MVA Situación final: 40/40/40 MVA

• Ampliación de capacidad de transformación 60/22.9/10 kV en SET Salamanca. Situación actual: 2x25 MVA Situación final: 1x25 + 1x40/40/40 MVA

• Ampliación de capacidad de transformación 60/22.9/10 kV en SET Santa Anita. Situación actual: 40/30/20 MVA Situación final: 1x25 + 1x40/30/20 MVA

• Ampliación de capacidad de transformación 60/22.9/10 kV en SET Neyra. Situación actual: 3x25 MVA Situación final: 2x25 + 1x40/40/40 MVA

• Instalación de dos celdas 60 kV para llegada y salida de LTs en SET Puente.

1.2. Nuevas Líneas de Transmisión • LT 60 kV Gálvez – San Isidro– 4.7 km: Simple Terna – XLPE

500 mm2. 1.3. Ampliaciones y Modificaciones en Líneas de Transmisión

• Repotenciación de enlace 60 kV L-631/632 (Balnearios – Neyra – 3.43 km). Situación actual: AAAC 304 mm2 Situación final: AAAC 380 mm2

Nota: Se adopta una estructura espacial de la línea: DobleTerna_60kV_Tipo_B1

• Repotenciación de enlace 60 kV L-663 (Balnearios – Salamanca – 4.47 km). Situación actual: AAAC 304 mm2 Situación final: AAAC 380 mm2


Nota: Con la información disponible, no es posible hallar un juego de parámetros que corresponda a una distribución espacial típica. Se adopta la misma que Balnearios – Neyra para 380 mm2 (DobleTerna_60kV_Tipo_B1). El objetivo de buscar una distribución espacial que permitiera obtener parámetros semejantes a la línea existente, fue para cambiar sólo el efecto debido a la menor resistencia y mayor diámetro del conductor. La distribución espacial encontrada como más semejante, provoca un error menor al 1 % en la reactancia y del 5 % en la susceptancia de secuencia positiva, lo que este Consultor considera aceptable. La reactancia homopolar difiere también en el 5 %, pero la susceptancia homopolar presenta un valor muy bajo para la línea existente de acuerdo a los parámetros típicos, y difiere en el 37 % del obtenido con la distribución espacial supuesta.

• Repotenciación de enlace 60kV L-637/638 (Balnearios – Barranco – 6.306 km): Tramo subterráneo – 0,34 km. Situación actual: XLPE 175 mm2 Situación final: XLPE 500 mm2 Nota: No se disponía información acerca de que esta línea tenía un tramo de cable. Se supone ahora que el tramo de cable es lado Balnearios. El tramo de línea se adopta desde la Base de Datos del ECP, y la longitud como (6.306-0.34) km=5.966 km.

• Repotenciación de enlace 60 kV L-702 (Santa Rosa Nueva – Santa Rosa Antigua – 0,3 km). Situación actual: XLPE 300 mm2 Situación final: XLPE 600 mm2 Nota: La información previa era que la L-702 estaba en paralelo con la L-705 y ambas tenían parámetros de líneas aéreas. Se reemplazan ambas ahora (Caso Base) por 2 cables de XLPE 300 mm2, en paralelo, para ser reemplazados luego en el plan por 2 cables XLPE 600 mm2.

Est_07 (Agosto 2007) agrega: Generación:

Junio de 2007. Turbogas de 170 MW del proyecto Kallpa de GLOBELEQ en Chilca. Puesta en servicio de la primera unidad turbogas de 170 MW del proyecto térmico de GLOBELEQ en Chilca, denominada Kallpa. Se unirá a la subestación Chilca de REP. Se asume que la conexión a la barra de 220 kV de REP en Chilca, se hará bajo un esquema similar al de Enersur, salvo una línea de conexión estimada de 2 km entre el lado de alta tensión del transformador y la barra de REP.

Julio de 2007: Traslado de 4 grupos diesel Calana a Independencia. Traslado de las 4 unidades diesel de la central Calana a un emplazamiento contiguo a la subestación Independencia, para usar el gas natural de Camisea. Se asume la conexión al sistema mediante un transformador de 10.5/60 kV, 30 MVA que conectará a la misma barra de 60 kV donde se conectará el transformador de las unidades turbogas que serán trasladadas de Mollendo y emplearan la misma línea de doble circuito de 2 km que une esta barra con la barra de 60 kV de Independencia. Se debe tomar en


cuenta el efecto que tiene la ausencia de los grupos diesel sobre el control de tensiones en la zona de Tacna. Nota: Se adopta el tipo DobleTerna_60kV_Tipo_A0, con conductor de 203mm2 AAAC

Agosto de 2007 Segunda turbogas de 174 MW de ENERSUR en Chilca. Puesta en servicio de una segunda unidad turbogas Siemens modelo V84.3A2 de 174 MW del proyecto térmico de ENERSUR en Chilca. Se unirá a la subestación Chilca de REP con transformador de 16/220 kV, 210 MVA y una conexión directa a la barra de alta tensión.

Transmisión: Julio 2007: Línea Chilca REP -San Juan, Simple conductor por fase.

Proyecto de REP que comprende el montaje de un segundo circuito sobre las estructuras de la línea L-2208 (preparadas para doble circuito) y la rehabilitación del circuito actual para lograr una línea Chilca-San Juan de doble circuito y un conductor ACAR 875 MCM (442 mm2) por fase, 48.5 km de longitud, con capacidad de 180 MVA por circuito. Nota: Se adopta el tipo DobleTerna_220kV_Tipo_B, con conductor ACAR_437mm2.

Julio 2007: Línea Chilca REP-San Juan, doble conductor por fase. Proyecto de REP que consiste en construir sobre la traza de la línea L-2090 de 220 kV, una nueva línea de doble circuito y dos conductores (aero Z de 301.25 mm2, diámetro 21 mm) por fase, entre Chilca y San Juan, de 48.5 km, con capacidad de 350 MVA por circuito, con configuración geométrica similar a la línea Mantaro-Socabaya, exceptuando los cables de guarda que no son necesarios en la zona costera donde se desarrolla el proyecto. Nota: Los parámetros de esta línea enviados por REP y que se han adoptado, son los siguientes:

Surge Impedance Resistance Reactance Susceptance Sequence

[ΩΩΩΩ] Angle[Dgr] [ΩΩΩΩ/km] [ΩΩΩΩ/km] [µµµµS/km]

ZERO 870.071 -3.93610 0.2299430 1.663040 2.21771 POSITIVE 223.173 -5.58277 0.0560409 0.283923 5.81053

Julio 2007: Proyecto minero Cerro Lindo.

Comprende la construcción de la subestación Desierto en 220/60/22.9 kV, 20/20/6.6 MVA en medio de la línea 2208, a 57 km de Independencia, para alimentar el proyecto minero Cerro Lindo de 14.7 MW de capacidad de consumo.

Julio 2007: Línea de transmisión Cajamarca Norte- Cerro Corona 220 kV. Construcción de una línea de transmisión de 220 kV entre Cajamarca Norte y el proyecto minero Cerro Corona, de 36 km, simple terna. No se tiene información sobre la subestación de llegada. Nota: Se supone estructura plana, con ACSR 435/55mm2, con doble hilo de guardia de 70 mm2, según el tipo SimpleTerna_220kV_Tipo_AG.


Agosto 2007: Sistema Huallanca-Sihuas-Tayabamba. S.E. Tayabamba: Un reactor de 8 MVAR, 138 kV a instalarse para el estiaje de 2007. Sin datos sobre tensiones de cortocircuito. Nota: El reactor se ha modelado a partir de estos valores nominales.

Agosto 2007: Planes Luz del Sur (Originalmente previstos para Enero 2007 por COES, pero pospuestos por el Consultor para Estiaje 2007 en base a información desde el Estudio de Operatividad de Central Chilca de ENERSUR, debido a la fecha prevista de la subestación Gran Chilca de REP)

1.1. Nuevas SETs • SET Chilca MAT/AT: 220/60/10 kV – 85/85/28.3 MVA.

1.2. Nuevas Líneas de Transmisión • LT 60 kV Deriv. Chilca – Chilca – 1.6 km: Doble terna – AAAC

304 mm2. Se ha estimado la conexión en 60 kV en un punto intermedio de la línea San Bartolo-Bujama, a 28.3 km de San Bartolo, donde anteriormente existió una subestación Chilca de 60 kV.


Octubre de 2007: Ampliación C.H. Carhuaquero. Instalación de un cuarto grupo de 9.8 MW, situado al final del canal de descarga del pique vertical. Esta unidad funcionaria sólo en periodos de avenida, en los cuales el caudal del río excede la máxima potencia generable de esta central. Su conexión al nodo de 220 kV sería mediante un nuevo transformador de características similares a los transformadores actuales, excepto por la capacidad, el cual asumimos en 15 MVA.

Enero 2008: Traslado de las Turbogas de Mollendo a Independencia. Traslado e instalación de las dos turbogas (35.22 MW y 35.803 MW) ubicadas en Mollendo, a un emplazamiento contiguo a la subestación Independencia. Conexión al sistema mediante un transformador de 13.8/60 kV, 90 MVA y una línea de 2 km en doble circuito hasta la barra de 60 kV de Independencia. Adecuación de las unidades turbogas para el uso de gas natural.

Transmisión: Enero 2008: Línea de transmisión Cajamarca Norte- GoldMill 220 kV.

Construcción de una línea de transmisión de 220 kV entre Cajamarca Norte y el proyecto minero GoldMill, de 10 km, simple terna. No se tiene información sobre la subestación de llegada.

Enero 2008: S.E. Huandoy de Edelnor. Construcción de una subestación de distribución de 60/22.9/10 kV, 40/40/10 MVA con una distancia de 0.5 km al punto más cercano de la línea Chillón-Naranjal. Se asume el punto más cercano de la línea como el punto medio del tramo Chillón Naranjal.

Enero 2008: Ampliación S.E. Chillón de Edelnor. Ampliación de la subestación Chillón con un transformador de distribución de 60/22.9/10 kV, 40/40/10 MVA.


Enero 2008: S.E. Zarate de Edelnor y transmisión asociada. Construcción de la subestación de distribución Zárate de 60/22.9/10 kV, 40/40/10 MVA en el trayecto de la línea Santa Rosa-Canto Grande, dando lugar a las líneas Santa Rosa-Zarate de 4.2 km y Zárate-Canto Grande de 5.1 km.

Enero 2008: Planes Luz del Sur 2.1. Nuevas SETs

• Chilca AT/MT: 60/10 kV – 12.5 MVA Nota: La información de la distribuidora no incluye cargas en dicho nodo, sin embargo es conocido un crecimiento de cargas en la zona (Balneario de Asia), motivo por el cual, para descongestionar el transformador de Bujama, la carga de esta última subestación se compartirá con Chilca, en proporción a sus potencias nominales.

2.2. Ampliaciones SETs • Ampliación de capacidad de transformación AT/MT en SET Puente.

Situación actual: 2x25 + 1x40 MVA Situación final: 1x25 + 1x40 + 1x40/40/40 MVA

• Ampliación de capacidad de transformación AT/MT en SET Monterrico. Situación actual: 40/30/20 MVA Situación final: 1x25 + 1x40/30/20 MVA

• Ampliación de capacidad de transformación AT/MT en SET Balnearios. Situación actual: 3x25 MVA Situación final: 2x25 + 1x40/40/40 MVA Nota: Se trasladó el transformador que estaba en la barra de Balnearios al que alimenta la Embajada de EE.UU., a fin de dejar equipos con regulación compatible.

• Ampliación de capacidad de transformación AT/MT en SET Villa María. Situación actual: 2x25 MVA Situación final: 1x25 + 1x40/40/40 MVA

2.3. Nuevos Bancos de Capacitores • Banco de Capacitores 10 kV, 9 MVAr – SET Limatambo • Banco de Capacitores 10 kV, 9 MVAr – SET Neyra

2.4. Nuevas Líneas de Transmisión • LT 60 kV Los Industriales – Drv 1 (a SET ingenieros) – 0.25 km:

Doble terna XLPE 600 mm2 • LT 60 kV Los Industriales – Drv 2 (a SET puente) – 0.75 km: Doble

terna XLPE 600 mm2 • LT 60 kV Los Ingenieros – Santa Anita – 3.32 km: Simple Terna –

AAAC 380 mm2

Nota: No están dadas las nuevas distancias que quedan luego del seccionamiento de las líneas existentes por parte de la SE Industriales. Se asume las siguientes: Puente – Drv2 1 y 2: 1.5 km (asumido) De lo cual, partiendo de las distancias conocidas se deducen:


Ingenieros – Drv1 1 y 2: 2.97 km = (4.47 – 1.5) km Monterrico – Industriales: 4.15 km = (7.12 – 2.97) km Balnearios – Industriales: 5.59 km = (7.09 – 1.5) km

2.5. Ampliaciones y Modificaciones en Líneas de Transmisión • Intercambio de salidas de líneas L-627/628 y L-609/610 en barras

60 kV de SET Santa Rosa Antigua y Nueva.


Abril de 2008: Central Hidroeléctrica La Joya. Puesta en servicio del proyecto hidráulico La Joya, que comprende dos grupos de generación de 4.8 MW, 10 kV, transformador elevador de 10/138 kV, conectado al nodo de 138 kV de la subestación Repartición mediante una línea de 13.08 km, en simple circuito, conductor de aleación de aluminio de 240 mm2, en disposición horizontal con separación de 472.4 cm (R=0.155 Ω/km, X= 0.528 Ω/km, con un cable de guarda de acero aluminizado de 14.5 mm de diámetro. Se ha previsto un transformador de 12.5/16.7 MVA ONAN/ONAF para dar lugar a una futura ampliación hasta 15.8 MW. Nota: Se supone doble hilo de Guardia para una cobertura típica de estructuras planas. Se emplea el tipo SimpleTerna_138kV_Tipo_BG.

Julio 2008: Repotenciación de Pariac para incrementar 8 MW en julio del 2008. Nota: Se supone en una nueva barra, conectada a 66 kV con un transformador igual al previo.

Julio de 2008: Turbogas 170 MW a gas natural, al sur de Lima (Demanda Alta) Turbogas de 170 MW en base al gas natural de Camisea, ciclo abierto, al sur de Lima. Lugar de conexión: Subestación Chilca de REP. Nota: Se supone vinculada a la subestación Chilca de REP en forma directa.

Transmisión: Abril 2008: Línea Lima-Chimbote Segunda terna.

Montaje del segundo circuito de la línea Zapallal-Paramonga y Paramonga-Chimbote de 220 kV, 380.8 km que tiene estructuras para doble circuito.

Abril 2008: Compensación Capacitiva en Lima 80 MVAR Este proyecto comprende la instalación de dos bancos de capacitores de 20 MVAR en las barras de 60 kV en la subestación Chavarría y dos bancos de capacitores de 20 MVAR en las barras de 60 kV en la subestación de Santa Rosa. Nota: En Sta. Rosa se supone que los 2 bancos de 20 MVAr se ubican en la barra Sta. Rosa Nueva de Luz del Sur.

Agosto 2008: Segundo Transformador de Ica y Ampliación de barras. Instalación de una unidad de transformación en la S.E. Ica de 210/62.457/10.3 kV y 50/50/30 MVA. Se asume que tendrá características similares a la unidad actual para la operación en


paralelo. Adición de dos celdas de llegada de línea y ampliación del sistema de barras. Nota: Se supone que en la ampliación de barras se agrega un nuevo campo de salida para eliminar la “T” de ICA y normalizar la alimentación a Marcona.

Agosto 2008: Ampliación de transformación en Juliaca Instalación de un transformador de 50/50/30 MVA, en 138/22.9/10 kV. Nota: Se supone que la barra de 10 kV está en paralelo con la existente, y para ello la impedancia 138/10 kV se ha hecho compatible. No se informa demanda para 22.9 kV.

Agosto 2008: Ampliación de transformación en Marcona Instalación de un transformador de 75/75/30 MVA, en 220/60/10 kV Es poco probable que se amplíe esta subestación porque no se conoce acerca de un aumento significativo de la demanda. La carga más importante es el complejo minero de Shougang que tiene un pico alrededor de 55 MW. Las demás son cargas vegetativas, la más importante de las cuales es la ciudad de Nasca. Las otras cargas vegetativas son cargas rurales. Es probable que a mediano plazo se produzca el auge de cargas de bombeo por aumento de la agricultura de exportación en la zona de Nasca. En todo caso, la condición más desfavorable es la permanecia de la única unidad de transformación con posibilidad de producirse colapsos de tensión debido a las siguientes causas, las cuales deben ser incluidas en el estudio:

• Incremento de la carga, • Contingencias.

Ave_09 (Febrero 2009) agrega: Transmisión:

Enero 2009: Cambio de TR-1 de 85 MVA por TR-4 de 180 MVA en S.E. Barsi de Edelnor. En la S.E. Barsi se instalará la unidad TR-4 de 180 MVA que reemplazara a la actual unidad TR-1 de 85 MVA. Además se añadirá una unidad monofásica de 60 MVA como reserva.

Enero 2009: S.E. UNI de Edelnor y transmisión asociada. Construcción de una subestación de distribución en la Universidad Nacional de Ingeniería, S.E. UNI, de 60/22.9/10 kV, 40/40/10 MVA. La transmisión asociada comprende una línea UNI-Chavarría de 5.6 km y otra línea UNI-Tacna de 2.2 km. Nota: Se supone de sección 304 mm2, con el tipo SimpleTerna_60kV_Tipo_A0.

Enero 2009: Segunda terna Chillón-Naranjal en 60 kV. Montaje de la segunda terna entre Chillón y Naranjal de 10 km de longitud.

Enero 2009: Planes Luz del Sur 3.1. Nuevas SETs

• Los Industriales MAT/AT: 220/60/10 kV – 180/180/60 MVA • Córpac AT/MT: 60/22.9/10 kV – 40/40/40 MVA


Nota: La subestación Los Industriales 220/60/10 kV se alimentará por el lado de 220 kV a partir de un punto intermedio de una de las líneas San Juan-Santa Rosa, la cual se seccionará y se conectará a la nueva subestación mediante una entrada y salida de 0.5 km cada una. Se puede asumir que este punto intermedio estará en el punto medio de la línea San Juan-Santa Rosa.

3.2. Ampliaciones SETs • Ampliación de capacidad de transformación AT/MT en SET

Barranco. Situación actual: 2x25 MVA Situación final: 3x25 MVA

3.3. Nuevas Líneas de Transmisión • LT 60 kV Deriv. Córpac – Córpac – 1.2 km: Doble Terna – XLPE

600 mm2. Nota: A falta de datos, se supone que la derivación se conecta a la mitad del trayecto de la L-635 entre Neyra y San Isidro.

• LT 220 kV Alimentación a Los Industriales – 0.5 km: AAAC 500 mm2 Nota: Estaba informada originalmente en Avenida 2008, pero se estima que sólo tiene sentido en Avenida 2009 dado que ingresan los transformadores de 220/60/10 kV de Industriales. El nodo de 60 kV y los vínculos a las líneas existentes se consideraron en Avenida del 2008, debido a lo cual se reportaron las distancias estimadas desde el nodo de 60 kV de esta nueva subestación a las existentes (Puente, Ingenieros, Balnearios y Monterrico).


Mayo 2009: Ampliación C.H. Machupicchu. Instalación de un cuarto grupo de generación de 76.5 MW de potencia efectiva, accionado por turbinas Pelton, empleando la infraestructura hidráulica existente. Conexión a la red mediante una subestación elevadora de 13.8/220 kV y una línea simple circuito de 202.64 km Machupicchu-Cotaruse, conductores ACSR CURLEW (<4500 msnm) y PHEASANT (>4500 msnm), estructura para doble circuito tipo pino con disposición vertical, de 7.00 m de separación vertical entre fases R-S y S-T, con dos cables de guarda A°G° tipo EHS 2 x 66 mm2, con un reactor de 40 MVAR a cada extremo de la línea. Transformador de 150 MVA, 220/138 kV para conectar las barras de 220 kV y 138 kV de Machupicchu. No se conoce el punto de conexión en Cotaruse, el cual tendrá influencia en las sobrecargas que se producirían en la compensación serie de los tramos Cotaruse-Socabaya que se limitan a 150 MW por circuito. Se asume que el generador y el transformador de conexión al nodo de 220 kV tendrán una capacidad de 90 MVA. La C.H. Machupicchu esta del lado menor a 4000 msnm y Cotaruse del lado mayor a 4000 msnm. La información disponible es preliminar, por lo cual el consultor debe opinar sobre el esquema de compensación (los reactores que deben colocarse en la línea), teniendo en cuenta como posibilidad una futura subestación intermedia, para alimentar un proyecto minero de gran magnitud


(Proyecto Las Bambas, aproximadamente de 100 MW de carga, similar a Antamina), sin el cual no se justificaría la línea. Nota: Se asume que la línea se conecta a la barra de Cotaruse, para no desequilibrar el esquema de compensación entre esta barra y los extremos Mantaro y Socabaya. Se asume también que los tramos de sección diferente comprenden el 50 % de la línea en cada caso a saber: tipo DobleTerna_220kV_Tipo_D1G para >4000 msnm (lado Cotaruse) y tipo DobleTerna_220kV_Tipo_D2G para el tramo restante.

Junio 2009: Ampliación C.H. Yaupi. Instalación de dos grupos de generación de 20 MW cada uno, similares a los actuales para incrementar la potencia efectiva de Yaupi en 30 MW. La conexión al sistema de los nuevos grupos será mediante transformadores de 13.8/220 kV. No se tiene datos de detalle de los nuevos transformadores, por lo cual se asume un transformador de 50 MVA para los grupos nuevos, de 13.8/220 kV y 11 % de tensión de cortocircuito.

Julio de 2009: Primera unidad Turbogas de 75 MW en Zorritos. (Alternativa Caso Base) Se considera esta central como un caso a estudiar por su impacto en la operatividad del área norte del SEIN. Se estima la puesta en servicio de una primera unidad turbogas de 75 MW, en una zona muy cercana a la subestación Zorritos. Preliminarmente consideramos una subestación de 13.8/220 kV con un transformador de 90 MVA y una conexión directa a la barra de Zorritos 220 kV.

Julio de 2009: Ciclo Combinado de 520 MW a gas natural, al sur de Lima (Demanda Alta). El modelo WASP determina la ADICIÓN de una planta térmica completa en ciclo combinado, de 2 unidades de 174 MW, más una turbina de vapor de 174 MW. Preliminarmente se han considerado los siguientes emplazamientos para estas unidades térmicas: a) Una turbina de vapor de 174 MW que completa una planta

de ciclo combinado con las dos unidades turbogas de Enersur (lo cual no significa necesariamente que esta empresa ejecute este proyecto), vinculadas a la barra de 220 kV.

b) Una unidad Turbogas de 170 MW en un emplazamiento contiguo a la subestación Chilca de REP de 220 kV, conectado a la futura barra Chilca-REP de 500 kV mediante transformador de 16/500 kV y 210 MVA por cada grupo. Nota: Puesto que no se ha contemplado aún el proyecto en 500 kV, se la ubica en la barra de 220 kV de la subestación Gran Chilca de REP.

c) Dos unidades Turbogas de 75 MW en Zorritos, para dar lugar al estudio del efecto de unidades turbogas en el área norte del SEIN. Preliminarmente consideramos una subestación de 13.8/220 kV con dos transformadores de 90 MVA, con conexión directa en Zorritos 220 kV.


Nota: Las unidades han sido modeladas, pero sólo se emplean las que corresponden al despacho económico elaborado por COES para la demanda BASE.

Transmisión: Junio 2009: Cambio de tensión de la L.T. Yaupi – Yuncán a 220 kV

La conexión al sistema de toda la central Yaupi se hará en 220 kV, cambiando la transformación existente de 13.8/138 kV por 13.8/220 kV y uniendo el nuevo nodo de 220 kV de Yaupi con la subestación Yuncán 220 kV. No se tiene datos de detalle de los nuevos transformadores, por lo cual se asume que serán similares a los transformadores actuales, es decir uno de 75 MVA para los 3 primeros grupos y otro de 50 MVA para los siguientes 2 grupos, todos de 13.8/220 kV y 11 % de tensión de cortocircuito.


Enero 2010: C.H. El Platanal6 Hidroeléctrica de 220 MW de potencia instalada, con dos grupos de generación con turbinas Pelton, dos generadores de 120 MVA y factor de potencia 0.90, dos transformadores de 13.8/(230± 2*2.5%) kV y 120 MVA. Estará conectado con el SEIN mediante una línea doble circuito de 220 kV y 45 km, hasta la subestación Cantera, de Luz del Sur, la cual será ampliada a un sistema de doble barra con celda de acoplamiento incluyendo celdas entrada-salida para la línea 2208.

Transmisión: Enero 2010: Línea Chillón-Zapallal en 60 kV.

Construcción de una línea entre las subestaciones Chillón y Ventanilla de 9.5 km y luego se unirá a una de las líneas entre Ventanilla y Zapallal para dar lugar a una línea Chillón-Zapallal. Nota: Se interpreta una línea de 304 mm2 entre Chillón y Ventanilla, de 9.5 km (tipo SimpleTerna_60kV_Tipo_A0). La línea existente (sólo se registra una en la Base de Datos) entre Ventanilla y Zapallal permanece sin cambios.

Enero 2010: Línea Chilca-Zapallal en 500 kV (Demanda Alta) Construcción de una línea doble terna de 500 kV, 96 km, entre las subestaciones Chilca-REP y Zapallal, que inicialmente funcionarían en 220 kV. Nota: se asume tipo DobleTerna_500kV_Tipo_AG, con doble cable de guardia, 4 subconductores de ACSR 300/50 mm2 por fase.

Enero 2010: Planes Luz del Sur 4.1. Ampliaciones SETs

• Ampliación de capacidad de transformación MAT/AT en SET Los Industriales Situación actual: 1x180/180/60 MVA

6 El modelo WASP sitúa este proyecto en el año 2011, sin embargo, el concesionario del proyecto ha manifestado su deseo de adelantarlo por lo cual se considera dentro del periodo de estudio como proyecto viable en el SEIN.


Situación final: 1x180/180/60 + 1x120/120/40 MVA 4.2. Nuevos Bancos de Capacitores

• Banco de Capacitores 10 kV, 9 MVAR – SET Córpac 4.3. Nuevas Líneas de Transmisión

• LT 60 kV Balnearios – Limatambo – 4.71 km: Doble terna – AAAC 380 mm2 y XLPE 600 mm2. Nota: Reemplaza a las líneas previas L629/630, las cuales presentaban menos impedancia que las nuevas, y una ampacidad mayor (845 A las anteriores y ≈ 0.770 A las nuevas). Se supone que los datos anteriores no eran correctos. Se estima que el tramo de cable es de 2 km (lado Balnearios), y la línea de 2.71 km (lado Limatambo) del tipo DobleTerna_60kV_Tipo_B1.

4.4. Ampliaciones y Modificaciones en Líneas de Transmisión • Ampliación de capacidad del enlace 60 kV L-639 (San Bartolo –

Chilca) Situación actual: AAAC 120 mm2 Situación final: AAAC 304 mm2

Nota: Se supone estructura del tipo SimpleTerna_60kV_Tipo_A0.


Julio 2010: Primer Ciclo Combinado Chilca. (Alternativa Caso Base) A partir de simulaciones de expansión de la generación se estima necesario este ciclo combinado al sur de Lima de 522 MW (2 turbogas de 174 MW más una turbo vapor de 174 MW). Se asume que alguna generadora completara un ciclo combinado a partir de unidades turbogas instaladas o instalara un ciclo combinado completo. La conexión a la red se hará en la subestación Chilca REP e incluirá un transformador de 16/220 kV y 210 MVA por cada generador.

Julio 2010: Turbogas de 170 MW al sur de Lima (Demanda Alta) Turbogas de 170 MW en base al gas natural de Camisea, ciclo abierto, al sur de Lima. Lugar de conexión: Futura subestación Chilca-REP de 500 kV.


Parámetros de Líneas y Cables en las ampliaciones de Luz del Sur (60 kV)

R pos X pos C pos R zero X zero C zero Ampacidad Sección/Tipo

[ΩΩΩΩ/km] [ΩΩΩΩ/km] [µµµµS/km] [ΩΩΩΩ/km] [ΩΩΩΩ/km] [µµµµS/km] [A]

500AAAC 0.0828 0.4650 3.80761 0.21528 1.80420 1.90381 910 380AAAC 0.1065 0.4650 3.80761 0.27690 1.80420 1.90381 790 304AAAC 0.1329 0.4650 3.80761 0.34554 1.80420 1.90381 680 120AAAC 0.3354 0.4500 3.58142 0.87204 1.74600 1.79071 380 800XLPE 0.0320 0.2140 79.95982 0.39920 1.25725 79.95982 869 600XLPE 0.0392 0.2140 79.95982 0.38318 1.36425 79.95982 747 500XLPE 0.0492 0.2390 78.18796 0.41451 1.58338 78.18796 680 400XLPE 0.0619 0.2670 77.17008 0.43794 1.83563 77.17008 605 300XLPE 0.0782 0.2820 76.26530 0.44770 2.00925 76.26530 520 175XLPE 0.1033 0.29699 74.97194 0.41715 2.20886 74.97194 393

Nota: Los parámetros de secuencia 0, la ampacidad y los datos del cable 175XLPE son estimados por el Consultor.


TABLA EQUIPAMIENTO ADICIONAL DE DISTRIBUCIÓN (Sólo de referencia)

9 4 $ $ :

$ $ ,

;$ <- =

Santa Rosa Luz del Sur 220/60/10 2*120 120 + 180 Avenida 2008 Balnearios Luz del Sur 220/60/10 2*120+180 120+2*180 Avenida 2008 Barsi Edelnor 220/60/10 2*85+120 85+2*120 Dic-2008 San Juan Luz del Sur 60/10 1*25 2*25 Dic-2008 Piura Electro noroeste 60/10 1*30 2*30 Dic-2008 Pedregal ElectroSurMedio 60/10 2*7 3*7 Dic-2008 Mala Luz del Sur 60/10 1*17.5 2*17.5 Dic-2008 Villa El Salvador Luz del Sur 60/10 1*25 2*25 Dic-2008 Salamanca Luz del Sur 60/10 2*25 3*25 Dic-2008 Embajada USA (1) Luz del Sur 60/10 1*25 2*25 Avenida 2009 Tomas Valle Edelnor 60/10 2*25 3*25 Estiaje 2009 Primavera Luz del Sur 60/10 3*25 4*25 Estiaje 2009 Chosica Luz del Sur 60/10 1*10 2*10 Estiaje 2009 Gálvez Luz del Sur 60/10 2*25 3*25 Estiaje 2009 Moquegua Electrosur 66/10 1*5 2*5 Estiaje 2009 Challapampa ElectroSurOeste 33/10 1*10 2*10 Estiaje 2009 San Lázaro ElectroSurOeste 33/10 1*15.4 2*15.4 Estiaje 2009 Salesianos Electrocentro 60/10 1*17.5 2*17.5 Estiaje 2009 Parque Industrial Electrocentro 60/10 1*15 2*15 Estiaje 2009 Santa Rosa Luz del Sur 220/60/10 2*120 120+180 Estiaje 2009 Trujillo Norte (2) REP 220/138/10 Estiaje 2009 Balnearios Luz del Sur 220/60/10 120+2*180 3*180 Estiaje 2009 Santa Rosa Edelnor 60/10 84.8 126.6 Dic-2009 Santa Rosa Edelnor 220/60/10 85+120 2*120 Dic-2009 Limatambo Luz del Sur 60/10 3*25 4*25 Dic-2009 Mirones Edelnor 60/10 3*25 4*25 Dic-2009 Chincha ElectroSurMedio 60/10 2*7 3*7 Dic-2009 Barranco Luz del Sur 60/10 2*25 3*25 Dic-2009 Naranjal Edelnor 60/10 2*25 3*25 Avenida 2010 Puno Electropuno 60/10 1*12 2*12 Avenida 2010 Puno REP 138/60/23 1*18 2*18 Avenida 2010 Pershing Edelnor 60/10 2*25 3*25 Avenida 2010 Sullana Electro noroeste 60/10 1*14 2*14 Avenida 2010 Pando Edelnor 60/10 2*25 3*25 Avenida 2010 San Isidro (3) Luz del Sur 60/10 25+40 2*25+40 Avenida 2010 Pucallpa Electrocentro 60/23/10 1*15 2*15 Avenida 2010 Tacama ElectroSurMedio 60/10 2*7 3*7 Avenida 2010 Ica Norte ElectroSurMedio 60/10 2*7 3*7 Avenida 2010 Tacna Edelnor 60/10 1*10 2*10 Avenida 2010 Balnearios Luz del Sur 220/60/10 3*180 2*180+240 Estiaje 2010 Puente Piedra Edelnor 60/10 1*25 2*25 Estiaje 2010 Ñaña Luz del Sur 60/10 1*25 2*25 Estiaje 2010 Puente Luz del Sur 60/10 90 120 Estiaje 2010 Chavarría Edelnor 220/60/10 2*180 180+240 Estiaje 2010 Balnearios Luz del Sur 220/60/10 2*180+240 180+2*240 Dic-2010 Chavarría Edelnor 60/10 3*25 4*25 Dic-2010

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ANEXO 4

Revisión de la Base de Datos La Base de Datos del Sistema en formato DIgSILENT para la versión 13, comprende las características técnicas de las líneas de transmisión, transformadores de potencia, generadores, bancos de capacitores, reactores y equipos de compensación estática y rotativa. La revisión separada por ítems se desarrolla a continuación. Sobre la información recibida al inicio de las actividades, se efectuaron los análisis pertinentes de adecuación al propósito del proyecto. Además, se efectuó una revisión en comparación con la Base de Datos desarrollada para el proyecto Estudio de Coordinación de las Protecciones (ECP), y en caso de diferencias se adoptaron los valores del ECP.

Compatibilidad del modelo respecto plano Anexo NºIII-5 Este sujeto se refiere a la revisión de la compatibilidad entre la representación del sistema en el simulador DIgSILENT y un plano entregado por COES al comienzo del proyecto (Plano EIT-01 del Anexo Nº III-5 de los Términos de Referencia). Se comenta en forma general los cambios efectuados:

• Se detectaron y eliminaron nodos aislados en la red, que reportaban mensajes confusos de presencia de subsistemas sin alimentación, y se corrigieron casos de nodos en servicio que no disponían de vínculos activos para el suministro de la red.

• Se corrigieron nombres de nodos para eliminar paréntesis, adecuarlos a las planillas de demanda recibidas, y se mejoró en algunos casos la denominación para una mejor comprensión.

• Se agregaron/eliminaron ciertos elementos de demanda para adecuar el modelo a la representación de la demanda nodal de COES. La mayoría de las cargas estaban especificadas con modo de ingreso por omisión (default: P,cos ϕ), y no es éste el modo regular en que se relevan los datos desde la red (según las planillas Excel suministradas). Por lo tanto, se ha modificado el modo de ingreso a P-Q. Algunas demandas estaban afectadas por factores de escala diferentes de 1, que distorsionaban su valor real en la solución del flujo de cargas, y se corrigieron a 1.

• Se encontraron diferencias topológicas en la conexión de líneas en algunos subsistemas, y se ajustaron al Plano mencionado. Como ejemplos se citan:

o el sistema de la Sierra correspondiente a ElectroAndes, fue objeto de grandes cambios debido a que varias líneas no estaban correctamente vinculadas a los nodos correspondientes.

o En el área Sierra Sur se encontraron tramos cortos de línea que se habían ignorado, sobre todo en las representaciones de Cachimayo, Ayaviri, etc. La representación se restituyó a la forma de la Base de Datos previa del ECP.

o En el subsistema de Costa Centro, se habían ignorado los tramos línea-cable en 60 kV, y aún en la acometida de 220 kV de Barsi. Esto fue restituído según el ECP.

o También se detectaron multiplicadores incorrectos en los tramos de vinculación entre Huampani – Ñaña (representaba 2 circuitos).

• En la mayoría de las subestaciones, sobre todo en el área Costa Centro, los grupos de transformadores fueron representados como una sola unidad con un multiplicador, haciendo dificultoso detectar a simple vista el status de los mismos (en servicio/fuera de servicio). En todos los casos se representó en forma individual cada uno de los transformadores en las subestaciones.


• Hay subsistemas del plano del Anexo NºIII-5 que no pueden ser representados en el simulador, porque aún no están disponibles los datos suficientes para ello, pero están representados por una demanda equivalente en barras de la red representada.

Revisión de los límites de las líneas de transmisión Este sujeto se refiere a la revisión de la información concerniente a los límites térmicos de las líneas de transmisión, tanto en condiciones normales como en contingencia. Puesto que está disponible la información suministrada por COES y también información elaborada por REP que refleja su contrato de Concesión, se estima podría ser útil comparar dicha información y adoptar un conjunto de datos consensuado para desarrollar los estudios. Los datos suministrados por COES se reportan en la Tab. 0.1, y los datos obtenidos desde REP se ilustran en la Tab. 0.2.

Información suministrada por COES Esta información fue suministrada por COES tras una reciente evaluación de los límites actuales de operación.

Tab. 0.1: Longitudes y Capacidad de Carga de líneas en estado Normal reportada por COES

Nro Empresa Código DE A Tensión [kV]

Long. [km]

Límite Práctico GT-LE

[A]

1 REP L-2238 Piura Oeste Chiclayo Oeste 220 211.20 399 2 REP L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe 220 83.70 399 3 REP L-2234 Guadalupe Trujillo Norte 220 103.40 399 4 REP L-2232 Trujillo Norte Chimbote 1 220 132.90 472 5 REP L-2233 Trujillo Norte Chimbote 1 220 133.80 472 6 REP L-2215 Paramonga Nueva Chimbote 1 220 221.20 446 7 REP L-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva 220 221.20 373 8 REP L-2213 Paramonga Nueva Huacho 220 55.60 459 9 REP L-2212 Huacho Zapallal 220 103.90 459 10 REP L-2221 Huayucachi Zapallal 220 0.00 472 11 REP L-2242 Ventanilla Zapallal 220 18.00 459 12 REP L-2243 Ventanilla Zapallal 220 18.00 459 13 REP L-2244 Chavarría Ventanilla 220 10.60 459 14 REP L-2245 Chavarría Ventanilla 220 10.60 459 15 REP L-2246 Chavarría Ventanilla 220 11.10 459 16 REP L-2003 Santa Rosa Chavarría 220 8.50 459 17 REP L-2004 Santa Rosa Chavarría 220 8.50 459 18 REP L-2222 Pachachaca Callahuanca 2 220 72.60 459 19 REP L-2223 Pachachaca Callahuanca 2 220 72.60 459 20 REP L-2010 San Juan Santa Rosa 220 26.40 600 21 REP L-2011 San Juan Santa Rosa 220 26.40 600 22 REP L-2205 Pomacocha San Juan 220 112.20 472 23 REP L-2206 Pomacocha San Juan 220 112.20 472 24 REP L-2207 San Juan Independencia 220 215.20 472 25 REP L-2208 San Juan Independencia 220 216.60 472 26 REP L-2203 Campo Armiño Independencia 220 247.30 472 27 REP L-2231 Huancavélica Independencia 220 180.80 472 28 REP L-2209 Ica Independencia 220 55.20 370 29 Aceros AREQUIPA L-2217 Independencia Aceros Arequipa 220 24.60 200 30 REP L-2211 Ica Marcona 220 155.00 370 31 REP L-2204 Campo Armiño Huancavélica 220 66.50 472 32 REP L-2220 Campo Armiño Huayucachi 220 76.60 472 33 REP L-2218 Campo Armiño Pachachaca 220 194.80 472 34 REP L-2219 Campo Armiño Pachachaca 220 194.80 472 35 REP L-2201 Campo Armiño Pomacocha 220 192.20 472 36 REP L-2202 Campo Armiño Pomacocha 220 192.20 472



Long. [km]


[A]

37 REP L-2226 Pachachaca Pomacocha 220 13.50 472 38 ISA Perú L-2224 Pachachaca Oroya Nueva 220 21.60 400 39 REP L-1120 Paragsha II Huanuco 138 86.20 118 40 REP L-1121 Huanuco Tingo María 138 88.20 118 41 REP L-1122 Tingo María Aucayacu 138 44.20 118 42 REP L-1124 Aucayacu Tocache 138 107.80 118 43 REP L-2249 Zorritos Talara 220 137.00 399 44 REP L-2248 Talara Piura 220 103.80 399 45 ETESELVA L-2251 Aguaytía Tingo María 220 73.30 500 46 EDEGEL L-2009 Callah Cajamarquilla 220 36.40 892 47 EDEGEL L-2008 Callah Chavarría 220 55.40 892 48 EDEGEL L-2007 Callah Matucana 220 22.50 600 49 EDEGEL L-2716 Callah (EDEGEL) Callah (ETECEN) 220 0.60 1000 50 TRANSMANTARO L-2052 Campo Armiño Cotaruse 220 294.00 356 51 ELECTROPERU L-2228 Campo Armiño Restitución 220 1.60 300 52 ELECTROPERU L-2229 Campo Armiño Restitución 220 1.60 300 53 ELECTROPERU L-2230 Campo Armiño Restitución 220 1.60 300 54 TRANSMANTARO L-2051 Campo Armiño Cotaruse 220 294.00 356 55 ISA Perú L-2258 Carhuamayo Paragsha 220 42.20 486 56 EGENOR L-2240 Carhuaquero Chiclayo Oeste 220 83.00 300 57 EDEGEL L-2015 Chavarría Cajamarquilla 220 21.40 892 58 EDELNOR L-2005 Chavarría X-Barsi 220 8.60 600 59 EDELNOR L-2006 Chavarría X-Barsi 220 8.10 600 60 TRANSMANTARO L-2053 Cotaruse Socabaya 220 315.00 356 61 TRANSMANTARO L-2054 Cotaruse Socabaya 220 315.00 356 62 EDEGEL L-2001 Huinco Santa Rosa 220 62.00 900 63 EDEGEL L-2002 Huinco Santa Rosa 220 62.00 900 64 ENERSUR L-2027 ILO 2 Montalvo 220 72.50 1050 65 ENERSUR L-2028 ILO 2 Montalvo 220 72.50 1050 66 REDESUR L-2030 Moquegua Puno 220 196.40 393 67 REDESUR L-2029 Moquegua Tacna (Los Héroes) 220 124.30 600 68 ISA Perú L-2259 Oroya Carhuamayo 220 75.50 486 69 ISA Perú L-2254 Paragsha 2 Vizcarra 220 123.90 486 70 LUZ DEL SUR L-2012 San Juan Balnearios 220 9.80 860 71 LUZ DEL SUR L-2013 San Juan Balnearios 220 9.80 860 72 REDESUR L-2025 Socabaya Moquegua 220 106.70 393 73 REDESUR L-2026 Socabaya Moquegua 220 106.70 393 74 ETESELVA L-2252 Tingo María Vizcarra 220 173.70 600 75 CONENHUA L-2260 Trujillo Norte Cajamarca Norte 220 137.00 394 76 ANTAMINA L-2255 Vizcarra Antamina 220 52.10 600 77 ETESELVA L-2253 Vizcarra Paramonga Nueva 220 145.30 1200 78 EDELNOR L-2005C X-Barsi Barsi 220 1.00 600 79 EDELNOR L-2006C X-Barsi Barsi 220 1.00 600 80 EDEGEL L-2257 Yanango Chimay 220 40.00 500 81 EDEGEL L-2256 Yanango Pachachaca 220 89.40 750 82 REP L-2280 Zorritos Machala (Ecuador) 220 137.00 246 83 ISA Perú L-1125 Aguaytía Pucallpa 138 131.00 400 84 REP L-1011 Azangaro Juliaca 138 78.20 400 85 SAN GABAN L-1010 Azangaro San Gabán II 138 159.30 439 86 SAN GABAN L-1009 Azangaro San Rafael 138 89.30 439 87 ENERSUR L-1386/2 Botiflaca Push Back 138 27.00 251 88 EGEMSA L-1003 Cachimayo (Incasa) Dolorespata 138 13.50 400 89 REP L-1007 Cachimayo (Incasa) Abancay 138 95.60 150 90 REP L-1020 Callalli Santuario 138 83.40 600 91 REP L-1028 Cerro Verde Óxidos (Cyprus) 138 0.30 300



Long. [km]


[A]

92 REP L-1029 Cerro Verde Repartición 138 23.00 450 93 HIDRANDINA L-1111 Chimbote 1 Chimbote Sur 138 13.80 600 94 HIDRANDINA L-1131 Chimbote 2 Santa 138 7.50 388 95 HIDRANDINA L-1112 Chimbote Sur Nepeña 138 17.30 100 96 EGENOR L-1106 Chimbote 1 Chimbote 2 138 8.50 600 97 EGENOR L-1107 Chimbote 1 Chimbote 2 138 8.50 600 98 EGENOR L-1103 Chimbote 1 Huallanca 138 84.00 600 99 EGENOR L-1104 Chimbote 1 Huallanca 138 84.00 600

100 EGENOR L-1105 Chimbote 1 Huallanca 138 84.00 600 101 HIDRANDINA L-1108 Chimbote 1 Chimbote Norte 138 7.60 600 102 HIDRANDINA L-1109 Chimbote 1 Chimbote Norte 138 7.60 600 103 ENERSUR L-1385/1 ILO Electrosur ILO 1 138 14.30 251 104 ENERSUR L-1392 Der. Refineria Refinería 138 2.60 251 105 EGEMSA L-1001 Machupicchu Yura Cachimayo 138 0.10 390 106 EGEMSA L-1002 Machupicchu Quencoro 138 138 0.00 350 107 ENERSUR L-1385/3 Der. Quebrada Honda Mill Site 138 28.00 251 108 BARRICK L-112 Huallanca Pierina 138 87.80 210 109 ENERSUR L-1385/2 ILO Electrosur Der. Quebrada Onda 138 62.50 251 110 ENERSUR L-1383 ILO 1 Moquegua_B 138 58.50 544 111 ENERSUR L-1387 ILO 1 Refinería 138 9.80 251 112 REP L-1012 Juliaca Puno 138 37.00 400 113 ENERSUR L-1389 Mill Site Lixiviación 138 1.80 251 114 ENERSUR L-1381 Moquegua_B Botiflaca 138 30.80 820 115 ENERSUR L-1382 Moquegua Botiflaca 138 32.50 669 116 ENERSUR L-1384 Moquegua Mill Site 138 38.70 418 117 REP L-1025 Moquegua Toquepala 138 38.70 400 118 HIDRANDINA L-1114 Nepeña San Jacinto 138 22.00 388 119 HIDRANDINA L-1113 Nepeña Casma 138 28.90 388 120 CONENHUA L-1123 Paragsha Uchuchacua 138 47.90 435 121 CAHUA L-1101 Paramonga Nueva Paramonga Existente 138 9.40 400 122 CAHUA L-1102 Paramonga Existente Cahua 1 138 63.40 200 123 CAHUA L-1033 Paramonga Existente Cahua 2 138 63.40 200 124 HIDRANDINA L-1117B Porvenir Trujillo Sur 138 5.40 293 125 ENERSUR L-1386/1 Push Back Mill Site 138 5.00 251 126 EGEMSA L-1004 Quencoro Dolorespata 138 8.30 350 127 SEAL L-1031 Repartición El Alto (Majes) 138 46.00 565 128 REP L-1030 Repartición Mollendo 138 64.00 450 129 SAN GABAN L-1013 San Gabán II San Rafael 138 76.50 600 130 REP L-1022 Santuario Socabaya 138 10.70 600 131 REP L-1021 Santuario Socabaya 138 20.70 600 132 EGASA L-1126 Santuario Chilina 138 17.70 250 133 REP L-1023 Socabaya Cerro Verde 138 10.80 300 134 REP L-1024 Socabaya Cerro Verde 138 10.80 300 135 REP L-1006/2 T-Ayaviri Azangaro 138 42.40 600 136 REP L-1006/3 T-Ayaviri Ayaviri 138 0.10 314 137 REP L-1005/1 T-Combapata Quencoro 138 87.50 350 138 REP L-1005/3 T-Combapata Combapata 138 1.00 314 139 REP L-1006/1 Tintaya T-Ayaviri 138 82.50 200 140 REP L-1008 Tintaya Callalli 138 96.30 350 141 REP L-1005/2 Tintaya T-Combapata 138 101.10 350 142 REP L-1026 Toquepala Aricota 2 138 35.50 1200 143 REP L-1388 Toquepala Mill Site 138 0.50 251 144 HIDRANDINA L-1118 Trujillo Norte Santiago de Cao 138 26.80 400 145 HIDRANDINA L-1119 Trujillo Norte Santiago de Cao 138 26.80 400 146 HIDRANDINA L-1115 Trujillo Norte Motil 138 64.40 400



Long. [km]


[A]

147 HIDRANDINA L-1117A Trujillo Norte Porvenir 138 11.60 377 148 ADINELSA L-1203 Yaupi Oxapampa 138 28.30 251

Información obtenida desde REP Esta información fue obtenida desde REP con su permiso, y pertenece a lo contenido en su contrato de Concesión.

Tab. 0.2: Capacidad en estado Normal y Contingencia de las líneas de REP Centro–Norte y Sur LINEAS REP CENTRO–NORTE

Nro Código DE A Tensión (kV)

N° de Ternas

Long. (km/Terna)

Capacidad Permanente

[MVA]

Capacidad en Emergencia

[MVA] (*)

1 L-238 Piura Oeste Chiclayo Oeste 220 1 211.19 152 182 2 L-236 Chiclayo Oeste Guadalupe 220 1 83.74 152 182 3 L-234 Guadalupe Trujillo Norte 220 1 103.35 152 182 4 L-233 Trujillo Norte Chimbote 1 220 1 132.89 152 182 5 L-232 Trujillo Norte Chimbote 1 220 1 133.75 152 182 6 L-215 Chimbote 1 Paramonga Nva 220 1 220.31 152 182 7 L-213 Paramonga Nva Huacho 220 1 55.63 152 182 8 L-212 Huacho Zapallal 220 1 103.88 152 182 9 L-242/243 Zapallal Ventanilla 220 2 18.02 304(+) 365(+)

10 L-244/245 Ventanilla Chavarría 220 2 10.58 304(+) 365(+) 11 L-246 Ventanilla Chavarría 220 1 11.07 152 152 10 L-244/245 Ventanilla Chavarría 220 2 10.58 410(+) 410(+) 11 L-246 Ventanilla Chavarría 220 1 11.07 205 205 12 L-2003/2004 Chavarría Santa Rosa 220 2 8.46 304(+) 365(+) 13 L-2010/2011 Santa Rosa San Juan 220 2 26.37 457(+) 548(+) 14 L-207 San Juan Independencia 220 1 215.15 152 182 15 L-208 San Juan Independencia 220 1 216.60 152 182 16 L-209 Independencia Ica 220 1 55.19 141 169 17 L-211 Ica Marcona 220 1 155.00 141 169 18 L-201/202 Campo Armiño Pomacocha 220 2 192.22 304(+) 365(+) 19 L-205/206 Pomacocha San Juan 220 2 112.19 304(+) 365(+) 20 L-203/204 Campo Armiño Huancavelica 220 2 66.47 304(+) 365(+) 21 L-203/231 Huancavelica Independencia 220 2 180.78 304(+) 365(+) 22 L-218/219 Campo Armiño Pachachaca 220 2 194.82 304(+) 365(+) 23 L-222/223 Pachachaca Callahuanca 220 2 72.64 304(+) 365(+) 24 L-226 Pachachaca Pomacocha 220 1 13.46 152 182 25 L-220 Campo Armiño Huayucachi 220 1 76.59 152 182 26 L-221 Huayucachi Zapallal 220 1 244.11 152 182 27 L-120 Paragsha II Huanuco 138 1 86.21 45 54 28 L-121 Huanuco Tingo María 138 1 88.16 45 54 29 L-122 Tingo María Aucayacu 138 1 44.20 45 54 30 L-124 Aucayacu Tocache 138 1 107.76 45 54 31 L-627 Marcona San Nicolás 60 1 15.20 42 50 32 L-628 Marcona San Nicolás 60 1 15.20 42 50 33 L-249 Zorritos Talara 220 1 137.00 152 182 34 L-248 Talara Piura 220 1 103.80 152 182

LINEAS REP SUR


N° de Ternas

Long. (km/Terna)


[MVA]


[MVA] (*)



N° de Ternas

Long. (km/Terna)


[MVA]


[MVA] (*)

1 L-1005 Quencoro Tintaya 138 1 186.58 90 108 2 L-1006 Tintaya Ayaviri-Azángaro 138 1 124.90 90 108 3 L-1007 Cachimayo Abancay 138 1 94.70 90 108 4 L-1008 Tintaya Callalli 138 1 90.40 110 132 5 L-1011 Azángaro Juliaca 138 1 78.00 90 108 6 L-1012 Juliaca Puno 138 1 37.00 80 96 7 L-1020 Callalli Santuario 138 1 89.20 110 132 8 L-1021/1022 Santuario Socabaya 138 2 20.70 135(+) 162(+) 9 L-1023/1024 Socabaya Cerro Verde 138 2 10.80 95(+) 114(+)

10 L-1025 Moquegua Toquepala 138 2 38.70 135(+) 162(+) 11 L-1026 Toquepala Aricota 138 1 35.00 70 84 12 L-1029 Cerro Verde Repartición 138 1 48.50 90 108 13 L-1030 Repartición Mollendo 138 1 41.50 90 108 14 L-1004 Quencoro Dolorespata 138 1 8.30 72 86

(*) Durante cuatro horas (Sobrecarga del 20 %) (+) Capacidad suma de las 2 ternas

Comparación entre la información contenida en la Tab. 0.1 y Tab. 0.2. La comparación se refiere sólo a las líneas cuyo propietario es REP, y el resumen de esta comparación y los valores finalmente adoptados se consigna en la Tab. 0.3. Aunque en la tabla de COES la longitud de las líneas ha sido redondeada a un decimal, en la Tab. 0.3 las longitudes han sido expresadas en 2 decimales, adoptando la información precisa para las líneas de REP desde la Tab. 0.2 (celdas de la longitud coloreadas en celeste en la Tab. 0.3); para las líneas que no son de REP se ha revisado la información de la Base de Datos del ECP y adoptado este valor (y las celdas se colorean en verde) siempre que la diferencia con las longitudes informadas por COES se deba a redondeo, caso contrario, se adopta la longitud informada por COES. Las líneas para las cuales se ha corregido la longitud, se ha coloreado en ocre la celda de la longitud y el detalle de los cambios se expone a continuación, indicando el código de la línea y el número de orden correspondiente en la tabla.

L-2221 Huayucachi–Zapallal (Nº 10): No tenía asignada la longitud, se adoptó la de REP de 244.11 km;

L-2215 Chimbote–Paramonga (Nros. 6 y 7): El valor de la Tabla 221.20 km se cambia a 220.31 km;

L-1001 Machupicchu-Cachimayo (Nº 105): El valor de la Tabla 0.10 km (que corresponde a una derivación) se cambia a 78.55 km según la Base de Datos del ECP, como suma entre Machupicchu hasta la anterior derivación (78.50 km), y desde ésta hasta Cachimayo (0.050 km).

L-1002 Machupicchu–Quencoro (Nº 106): No tenía asignada la longitud, se adoptó 99.34 km, según los datos de la Base de Datos del ECP (Estudio de Coordinación de las Protecciones), como suma entre Machupicchu – Derivación (L-1002/1: 75.64 km) y entre esta Derivación y Quencoro (L-1002/2: 23.70 km).

L-1011 Azángaro–Juliaca (Nº 84): El valor de la Tabla 78.20 km se cambia a 78.00 km;

L-1005/3 T.Combapata – Combapata (Nº 138): El valor de la Tabla 1.00 km se cambia a 0.10 km según datos de REP.

L-1007 Cachimayo–Abancay (Nº 89): El valor de la Tabla 95.60 km se cambia a 94.70 km;

L-1020 Callalli–Santuario (Nº 90): El valor de la Tabla 83.40 km se cambia a 89.20 km;


L-1029 Cerro Verde–Repartición (Nº 92): El valor de la Tabla 23.00 km se cambia a 48.50 km

L-1030 Repartición–Mollendo (Nº 128): El valor de la Tabla 64.00 km se cambia a 41.50 km

L-1022 Santuario–Socabaya (Nº 130): El valor de la Tabla 10.70 km se cambia a 20.70 km

L-1008 Tintaya–Callalli (Nº 140): El valor de la Tabla 96.30 km se cambia a 90.40 km

L-1026 Toquepala–Aricota 2 (Nº 142): El valor de la Tabla 35.50 km se cambia a 35.00 km

L-1005/2 Tintaya–Combapata (Nº 141): El valor de la Tabla 101.2 km se reduce a 99.08 km para que la distancia total Quencoro – Tintaya coincida con la Tabla de REP (186.58). Se opta por este tramo porque es el más largo.

En cuanto a los límites de transporte, las líneas cuyos límites difieren entre los suministrados por COES y los obtenidos desde REP son coloreados en rosa (en la penúltima columna, donde se presentan los límites de REP), y si los valores finalmente adoptados difieren de los de COES, el límite es marcado en color azul en letra negrita (bold) cuando el límite de REP es mayor al de COES, y en color rojo en letra negrita cuando el límite de REP es menor al de COES. Los detalles del análisis se exponen a continuación:

Los límites en las líneas en “T” entre Azángaro–Tintaya y Quencoro–Tintaya, se han adoptado desde los informados por COES, puesto que en este último caso se especifican tramo por tramo.

Los límites adoptados desde la información suministrada por REP son: Las tres líneas de 220 kV Ventanilla – Chavarría (L-2244, L-2245 y L-2246),

cuya información probablemente es más reciente (Nros 13, 14 y 15). Las líneas de 138 kV L-1120 Paragsha II – Huanuco (Nº 39), L-1121 Huanuco

– Tingo María (Nº 40), L-1122 Tingo María – Aucayacu (Nº 41) y L-1124 Aucayacu – Tocache (Nº 42).

La línea de 138 kV L-1007 Cachimayo – Abancay (Nº 89). La línea de 138 kV L-1008 Tintaya – Callalli (Nº 140)

Se hace notar que REP admite un límite en emergencia en sus líneas de hasta el 20 % de sobrecarga por 4 horas; comparando estos límites en emergencia con los límites adoptados desde la información de COES, las líneas que se citan a continuación presentan un límite normal especificado por COES que supera la capacidad de sobrecarga contemplada por REP. En tal caso se ha adoptado el límite del 20 % admitido por REP, y para destacarlo se ha resaltado con color rojo y en negrita en la última columna: L-1020 Callalli–Santuario (Nº 90): Límite 600 A, Límite REP (+20 %) 552 A L-1384 Moquegua–Mill Site (Nº 116): Límite 418 A, Límite REP (+20 %) 338 A L-1025 Moquegua–Toquepala (Nº 117): Límite 400 A, Límite REP (+20 %) 338 A L-1022 Santuario–Socabaya (Nº 130): Límite 600 A, Límite REP (+20 %) 338 A L-1021 Santuario–Socabaya (Nº 131): Límite 600 A, Límite REP (+20 %) 338 A L-1023 Socabaya–Cerro Verde (Nº 133): Límite 300 A, Límite REP (+20 %) 239 A L-1024 Socabaya–Cerro Verde (Nº 134): Límite 300 A, Límite REP (+20 %) 239 A L-1006/2 T-Ayaviri–Azangaro (Nº 135): Límite 600 A, Límite REP (+20 %) 452 A L-1026 Toquepala–Aricota 2 (Nº 142): Límite 1200 A, Límite REP (+20 %) 351 A

Se llama la atención que entre los datos de REP se informan 2 líneas entre Moquegua y Toquepala (ver Tab. 0.2, Nº 10) y, visto la proximidad entre Toquepala y Mill Site, se ha supuesto que ambas líneas son la L-1384 (Moquegua – Mill Site,


Nº 116 en Tab. 0.3) y L-1025 (Moquegua – Toquepala, Nº 117 en Tab. 0.3), aunque entre los datos suministrados por COES el propietario de la L-1384 es ENERSUR. Se adoptan los límites suministrados por COES.

Se escinde en 2 la línea L-1385/1 en a y b, para identificar la salida a Refinería. La distribución de la distancia total de la Tabla Tab. 0.3 entre las distancias entre ILO1, Derivación Refinería e ILO1-Electrosur, se adoptan desde el Plano de COES SEIN21032006.dwg, debido a que es más reciente y diferente de la Base de Datos del ECP en que aparecen en orden inverso.

Se escinde en 3 la línea L-1002 Machupicchu – Quencoro, para contener los tramos L-1002/1 (Machupicchu-Deriv.Cachimayo), L-1002/2 (Deriv.Cachimayo-Quencoro) y L-1002/3 (Deriv.Cachimayo-Cachimayo siempre abierta). La longitud del tramo L-1002/1 se adopta igual a la del L-1001 y el resto para el tramo L-1002/2. A la derivación se le asigna 0.1 km.

Tab. 0.3: Datos de Longitud y Capacidad de líneas adoptadas en el estudio

Nro Empresa Código DE A Volt [kV]

Long. [km]

Límite COES

[A]

Límite REP [A]

Límite Adopt.

[A]

1 REP L-2238 Piura Oeste Chiclayo Oeste 220 211.19 399 399 399 2 REP L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe 220 83.74 399 399 399 3 REP L-2234 Guadalupe Trujillo Norte 220 103.35 399 399 399 4 REP L-2232 Trujillo Norte Chimbote 1 220 132.89 472 399 472 5 REP L-2233 Trujillo Norte Chimbote 1 220 133.75 472 399 472 6 REP L-2215 Paramonga Nueva Chimbote 1 220 220.31 446 399 446 7 REP L-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva 220 220.31 373 399 373 8 REP L-2213 Paramonga Nueva Huacho 220 55.63 459 399 459 9 REP L-2212 Huacho Zapallal 220 103.88 459 399 459 10 REP L-2221 Huayucachi Zapallal 220 244.11 472 399 472 11 REP L-2242 Ventanilla Zapallal M220 18.02 459 399 459 12 REP L-2243 Ventanilla Zapallal M220 18.02 459 399 459 13 REP L-2244 Chavarría Ventanilla M220 10.58 459 399 459 14 REP L-2245 Chavarría Ventanilla M220 10.58 459 399 459 15 REP L-2246 Chavarría Ventanilla M220 11.07 459 399 459 13 REP L-2244 Chavarría Ventanilla 220 10.58 459 539 539 14 REP L-2245 Chavarría Ventanilla 220 10.58 459 539 539 15 REP L-2246 Chavarría Ventanilla 220 11.07 459 539 539 16 REP L-2003 Santa Rosa Chavarría M220 8.46 459 399 459 17 REP L-2004 Santa Rosa Chavarría M220 8.46 459 399 459 18 REP L-2222 Pachachaca Callahuanca 2 M220 72.64 459 399 459 19 REP L-2223 Pachachaca Callahuanca 2 M220 72.64 459 399 459 20 REP L-2010 San Juan Santa Rosa 220 26.37 600 600 600 21 REP L-2011 San Juan Santa Rosa 220 26.37 600 600 600 22 REP L-2205 Pomacocha San Juan M220 112.19 472 399 472 23 REP L-2206 Pomacocha San Juan M220 112.19 472 399 472

24a REP L-2090 San Juan Cantera 220 132.40 472 399 472 24b REP L-2007 Cantera Independencia 220 82.75 472 399 472 24 REP L-2207 San Juan Independencia 220 215.15 472 399 472 25 REP L-2208 San Juan Independencia 220 216.60 472 399 472 26 REP L-2203 Campo Armiño Independencia 220 247.25 472 399 472 27 REP L-2231 Huancavélica Independencia 220 180.78 472 399 472

28a REP L-2209A Derivación Ica Independencia 220 55.19 370 370 370 28b REP L-2209B Derivación Ica Ica 220 0.10 370 370 370 29 Ac. AREQUIPA L-2217 Independencia Aceros Arequipa 220 24.60 200 200 30 REP L-2211 Derivación Ica Marcona 220 155.00 370 370 370 31 REP L-2204 Campo Armiño Huancavélica 220 66.47 472 399 472 32 REP L-2220 Campo Armiño Huayucachi 220 76.59 472 399 472



Long. [km]

Límite COES

[A]

Límite REP [A]

Límite Adopt.

[A]

33 REP L-2218 Campo Armiño Pachachaca M220 194.82 472 399 472 34 REP L-2219 Campo Armiño Pachachaca M220 194.82 472 399 472 35 REP L-2201 Campo Armiño Pomacocha M220 192.22 472 399 472 36 REP L-2202 Campo Armiño Pomacocha M220 192.22 472 399 472 37 REP L-2226 Pachachaca Pomacocha 220 13.46 472 399 472 38 ISA Perú L-2224 Pachachaca Oroya Nueva 220 21.63 400 400 39 REP L-1120 Paragsha 2 Huanuco 138 86.21 118 188 188 40 REP L-1121 Huanuco Tingo María 138 88.16 118 188 188 41 REP L-1122 Tingo María Aucayacu 138 44.20 118 188 188 42 REP L-1124 Aucayacu Tocache 138 107.76 118 188 188 43 REP L-2249 Zorritos Talara 220 137.00 399 399 399 44 REP L-2248 Talara Piura 220 103.80 399 399 399 45 ETESELVA L-2251 Aguaytía Tingo María 220 73.27 500 500 46 EDEGEL L-2009 Callahuanca 1 Cajamarquilla (Ref. Zn) 220 36.40 892 892 47 EDEGEL L-2008 Callahuanca 1 Chavarría 220 55.40 892 892 48 EDEGEL L-2007 Callahuanca 1 Matucana 220 22.50 600 600 49 EDEGEL L-2716 Callahuanca 1 EDEGEL Callahuanca 2 ETECEN 220 0.58 1000 1000 50 TRANSMANTARO L-2052 Campo Armiño Cotaruse 220 294.00 356 356 51 ELECTROPERU L-2228 Campo Armiño Restitución 220 1.62 300 300 52 ELECTROPERU L-2229 Campo Armiño Restitución 220 1.62 300 300 53 ELECTROPERU L-2230 Campo Armiño Restitución 220 1.62 300 300 54 TRANSMANTARO L-2051 Campo Armiño Cotaruse 220 294.00 356 356 55 ISA Perú L-2258 Carhuamayo Paragsha 2 220 42.20 486 486 56 EGENOR L-2240 Carhuaquero Chiclayo Oeste 220 83.00 300 300 57 EDEGEL L-2015 Chavarría Cajamarquilla 220 21.42 892 892 58 EDELNOR L-2005 Chavarría X-Barsi 220 8.56 600 600 59 EDELNOR L-2006 Chavarría X-Barsi 220 8.09 600 600 60 TRANSMANTARO L-2053 Cotaruse Socabaya 220 315.00 356 356 61 TRANSMANTARO L-2054 Cotaruse Socabaya 220 315.00 356 356 62 EDEGEL L-2001 Huinco Santa Rosa 220 62.00 900 900 63 EDEGEL L-2002 Huinco Santa Rosa 220 62.00 900 900 64 ENERSUR L-2027 ILO 2 Montalvo (Moquegua) 220 72.45 1050 1050 65 ENERSUR L-2028 ILO 2 Montalvo (Moquegua) 220 72.45 1050 1050 66 REDESUR L-2030 Moquegua Puno 220 196.40 393 393 67 REDESUR L-2029 Moquegua Tacna (Los Héroes) 220 124.33 600 600 68 ISA Perú L-2259 Oroya Carhuamayo 220 75.50 486 486 69 ISA Perú L-2254 Paragsha 2 Vizcarra 220 123.90 486 486 70 LUZ DEL SUR L-2012 San Juan Balnearios 220 9.83 860 860 71 LUZ DEL SUR L-2013 San Juan Balnearios 220 9.83 860 860 72 REDESUR L-2025 Socabaya Moquegua 220 106.74 393 393 73 REDESUR L-2026 Socabaya Moquegua 220 106.74 393 393 74 ETESELVA L-2252 Tingo María Vizcarra 220 173.70 600 600 75 CONENHUA L-2260 Trujillo Norte Cajamarca Norte 220 137.02 394 394 76 ANTAMINA L-2255 Vizcarra Antamina 220 52.08 600 600 77 ETESELVA L-2253 Vizcarra Paramonga Nueva 220 145.29 1200 1200 78 EDELNOR L-2005C X-Barsi Barsi 220 1.00 600 600 79 EDELNOR L-2006C X-Barsi Barsi 220 1.00 600 600 80 EDEGEL L-2257 Yanango Chimay 220 40.00 500 500 81 EDEGEL L-2256 Yanango Pachachaca 220 89.40 750 750 82 REP L-2280 Zorritos Machala (Ecuador) 220 137.00 246 246 83 ISA Perú L-1125 Aguaytía Pucallpa 138 131.00 400 400 84 REP L-1011 Azangaro Juliaca 138 78.00 400 377 400 85 SAN GABAN L-1010 Azangaro San Gabán II 138 159.30 439 439 86 SAN GABAN L-1009 Azangaro San Rafael 138 89.29 439 439 87 ENERSUR L-1386/2 Botiflaca Push Back 138 27.04 251 251



Long. [km]

Límite COES

[A]

Límite REP [A]

Límite Adopt.

[A]

88 EGEMSA L-1003 Cachimayo (Incasa) Dolorespata 138 13.50 400 400 89 REP L-1007 Cachimayo (Incasa) Abancay 138 94.70 150 377 377 90 REP L-1020 Callalli Santuario 138 89.20 600 460 552 91 REP L-1028 Cerro Verde Óxidos (Cyprus) 138 0.30 300 300 92 REP L-1029 Cerro Verde Repartición 138 48.50 450 377 450 93 HIDRANDINA L-1111 Chimbote 1 Chimbote Sur 138 13.82 600 600 94 HIDRANDINA L-1131 Chimbote 2 Santa 138 7.47 388 388 95 HIDRANDINA L-1112 Chimbote Sur Nepeña 138 17.27 100 100 96 EGENOR L-1106 Chimbote 1 Chimbote 2 138 8.50 600 600 97 EGENOR L-1107 Chimbote 1 Chimbote 2 138 8.50 600 600 98 EGENOR L-1103 Chimbote 1 Huallanca 138 83.97 600 600 99 EGENOR L-1104 Chimbote 1 Huallanca 138 83.97 600 600

100 EGENOR L-1105 Chimbote 1 Huallanca 138 83.97 600 600 101 HIDRANDINA L-1108 Chimbote 1 Chimbote Norte 138 7.60 600 600 102 HIDRANDINA L-1109 Chimbote 1 Chimbote Norte 138 7.60 600 600 103a ENERSUR L-1385/1a ILO Electrosur Derv.Refineria 138 4.55 251 251 103b ENERSUR L-1385/1b Der.Refineria ILO 1 138 9.78 251 251 103 ENERSUR L-1385/1 ILO Electrosur ILO 1 138 14.33 251 251 104 ENERSUR L-1392 Derv. Refineria Refinería 138 2.62 251 251 105 EGEMSA L-1001 Machupicchu Yura Cachimayo 138 78.55 390 390 106a EGEMSA L-1002/1 Machupicchu Derv.Cachimayo 138 75.64 350 350 106b EGEMSA L-1002/2 Derv.Cachimayo Quencoro 138 138 23.70 350 350 106c EGEMSA L-1002/3 Derv.Cachimayo Cachimayo 138 0.10 350 350 106 EGEMSA L-1002 Machupicchu Quencoro 138 138 99.34 350 350 107 ENERSUR L-1385/3 Derv. Quebrada Honda Mill Site 138 28.04 251 251 108 BARRICK L-112 Huallanca Pierina 138 87.75 210 210 109 ENERSUR L-1385/2 ILO Electrosur Derv. Quebrada Onda 138 62.46 251 251 110 ENERSUR L-1383 ILO 1 Moquegua_B 138 58.50 544 544 111 ENERSUR L-1387 ILO 1 Refinería 138 9.78 251 251 112 REP L-1012 Juliaca Puno 138 37.00 400 335 400 113 ENERSUR L-1389 Mill Site Lixiviación 138 1.80 251 251 114 ENERSUR L-1381 Moquegua_B Botiflaca 138 30.76 820 820 115 ENERSUR L-1382 Moquegua Botiflaca 138 32.50 669 669 116 ENERSUR L-1384 Moquegua Mill Site 138 38.70 418 282 338 117 REP L-1025 Moquegua Toquepala 138 38.70 400 282 338 118 HIDRANDINA L-1114 Nepeña San Jacinto 138 21.99 388 388 119 HIDRANDINA L-1113 Nepeña Casma 138 28.94 388 388 120 CONENHUA L-1123 Paragsha Uchuchacua 138 47.86 435 435 121 CAHUA L-1101 Paramonga Nueva Paramonga Existente 138 9.43 400 400 122 CAHUA L-1102 Paramonga Existente Cahua 138 63.36 200 200 123 CAHUA L-1033 Paramonga Existente Cahua 138 63.36 200 200 124 HIDRANDINA L-1117B Porvenir Trujillo Sur 138 5.43 293 293 125 ENERSUR L-1386/1 Push Back Mill Site 138 5.00 251 251 126 EGEMSA L-1004 Quencoro Dolorespata 138 8.34 350 350 127 SEAL L-1031 Repartición El Alto (Majes) 138 46.00 565 565 128 REP L-1030 Repartición Mollendo 138 64.00 450 377 450 129 SAN GABAN L-1013 San Gabán II San Rafael 138 76.48 600 600 130 REP L-1022 Santuario Socabaya 138 20.70 600 282 338 131 REP L-1021 Santuario Socabaya 138 20.70 600 282 338 132 EGASA L-1126 Santuario Chilina 138 17.67 250 250 133 REP L-1023 Socabaya Cerro Verde 138 10.80 300 199 239 134 REP L-1024 Socabaya Cerro Verde 138 10.80 300 199 239 135 REP L-1006/2 T-Ayaviri Azangaro 138 42.40 600 377 452 136 REP L-1006/3 T-Ayaviri Ayaviri 138 0.10 314 377 314 137 REP L-1005/1 T-Combapata Quencoro 138 87.50 350 377 350



Long. [km]

Límite COES

[A]

Límite REP [A]

Límite Adopt.

[A]

138 REP L-1005/3 T-Combapata Combapata 138 0.10 314 377 314 139 REP L-1006/1 Tintaya T-Ayaviri 138 82.50 200 377 200 140 REP L-1008 Tintaya Callalli 138 90.40 350 460 460 141 REP L-1005/2 Tintaya T-Combapata 138 99.08 350 377 350 142 REP L-1026 Toquepala Aricota 2 138 35.00 1200 293 352 143 REP L-1388 Toquepala Mill Site 138 0.50 251 282 251 144 HIDRANDINA L-1118 Trujillo Norte Santiago de Cao 138 26.80 400 400 145 HIDRANDINA L-1119 Trujillo Norte Santiago de Cao 138 26.80 400 400 146 HIDRANDINA L-1115 Trujillo Norte Motil 138 64.40 400 400 147 HIDRANDINA L-1117A Trujillo Norte Porvenir 138 11.57 377 377 148 ADINELSA L-1203 Yaupi Oxapampa 138 28.30 251 251 S/N S/Dato L-2265 Carhuamayo Yuncan 220 53.20 1025 1025 S/N S/Dato L-2266 Carhuamayo Yuncan 220 53.20 1025 1025 S/N S/Dato L-1702 Carhuamayo Caripa 138 53.49 489 489 S/N S/Dato L-1703 Carhuamayo Paragsha 2 138 39.69 489 489 S/N S/Dato L-1704 Paragsha 1 Paragsha 2 138 1.85 489 489 S/N S/Dato L-1705 Oroya Nueva Caripa 138 20.47 489 489 S/N S/Dato L-1706 Caripa Condorcocha 138 12.00 489 489 S/N S/Dato L-1136 Trujillo Norte Alto Chicama 138 97.87 545 545 S/N S/Dato L-S/C Trujillo Sur Viru 138 7.47 293 293 S/N S/Dato L-1040 Callalli Ares 138 103.50 500 500

Como observaciones generales puede mencionarse que:

− La capacidad de carga admitida en condiciones normales en el contrato de concesión de REP, es en la mayoría de los casos menor a la empleada por COES en la operación. No obstante, la capacidad de carga de las líneas de REP en condiciones de emergencia (sobrecarga del 20 % por 4 horas) supera, salvo excepciones, los límites sugeridos por COES para la operación normal. Considerando que tal sobrecarga se puede aplicar diariamente por un tiempo de alrededor de 4 horas, el límite de sobrecarga así definido podría bien sugerirse como límite normal para los escenarios de pico de carga;

− La capacidad de carga no está debidamente justificada, puesto que no se indica claramente si ésta se debe:

al límite térmico del conductor;

a la mínima distancia al suelo del conductor para una temperatura dada;

a los equipamientos de maniobra, medición y comunicaciones, tal como interruptores, seccionadores, transformadores de intensidad y bobinas de onda portadora;

límites operativos debidos por ejemplo: a caídas de tensión excesivas, oscilaciones de potencia, seguridad de áreas, etc.

− La capacidad de sobrecarga tampoco está justificada, puesto que depende en general de los dos factores siguientes:

Estado de carga inicial (tránsito por las líneas) y las condiciones ambientales (temperatura, viento promedio en la zona y la radiación solar que varía con las horas del día)

Límites de temperatura en el conductor admitidos por el fabricante, durante un cierto tiempo y con una cierta frecuencia tal que no deteriore su vida útil, y/o la mínima distancia al suelo que se puede alcanzar.


Si por ejemplo, los fabricantes no admiten una temperatura normal superior a 75 ºC, la capacidad de sobrecarga y el tiempo por el cual puede ser admitida depende del estado de carga inicial y las condiciones ambientales. En tal caso, si una línea opera próxima a su límite térmico la capacidad de sobrecarga es cero, y si opera en un estado de carga menor, la sobrecarga y el tiempo por el cual es admitida dependerán de la inercia térmica del intercambio calórico entre el conductor y el medio ambiente. Este mismo criterio se aplica para la mínima distancia al suelo, la cual se alcanzará luego de que el conductor se dilate al alcanzar cierta temperatura.

Como consecuencia de lo observado, se sugiere que los límites impuestos a las ramas contemplen en un futuro información detallada de los límites que imponen los diversos elementos serie de las ramas (bobina de onda portadora, interruptores, seccionadores, tranformador de corriente, línea), incluyendo la capacidad de sobrecarga en cada caso, y los límites operativos (por tensión, oscilaciones, seguridad de áreas, térmicos por exceso de temperatura del conductor o mínima distancia al suelo) a fin de que los Agentes del SEIN puedan informarse sobre la capacidad disponible en los corredores, y si ésta no es suficiente, estimar las inversiones en que deberían incurrir para incrementar tales límites.

Revisión de la representación del resto de los componentes A continuación se describen las tareas efectuadas en la revisión del modelado del resto de los componentes de la red:

• Los parámetros de las líneas de transmisión en 138 y 220 kV fueron revisados exhaustivamente en comparación con la base de datos del ECP, adoptando los valores del ECP en caso de diferencia. También se revisó la mayoría de las líneas de 60 kV, en particular del área Costa y Sierra Centro, adoptando los parámetros correctos (ECP) en caso de diferencias. La denominación de las líneas que fueron revisadas fue modificada, detallando con claridad los nodos entre los que se conecta y agregando el código habitual empleado por COES.

• Se detectaron transformadores con reactancias sospechosas debido al cambio de base, y se ajustaron a lo contenido en el ECP. En caso de los transformadores nuevos modelados, se ha supuesto un conjunto completo de parámetros, incluyendo las pérdidas en todos los arrollamientos, corriente de magnetización, y pérdidas en el cobre. Se corrigieron los datos de control para los transformadores con regulación bajo carga, estableciéndoles rango y consignas aceptables para lograr la convergencia en los más diversos estados de carga, cuya bondad se ha demostrado en el desarrollo de los escenarios de estudio.

• Los parámetros de los motores asíncronos fueron revisados, adecuando la inercia a cantidades razonables con el tamaño del motor y velocidad nominal, y redimensionando su capacidad nominal de manera que para la carga normal (P y Q) declarada en las planillas de demanda de COES, no apareciesen con sobrecarga. Si bien en estos estudios se han empleado en el modo de control PQ para satisfacer los P [MW] y Q [MVAr] declarados en la planilla de demanda, se ha verificado que las capacidades adoptadas también son suficientes para el modo “AS” del simulador DIgSILENT, en el cual se determina el consumo de potencia reactiva a partir del dato de potencia activa y la tensión que resulta del cálculo de flujo de cargas.

• Los parámetros de los motores síncronos fueron completamente revisados, y se adecuaron en muchos casos los valores de resistencia según el tamaño del motor, y se revisó la consistencia del resto de los parámetros. Si bien los motores no se han modelado con dispositivos automáticos de control de tensión, y se han empleado en este estudio en el modo P,Q (se especifica la potencia activa y reactiva), se ha estimado para ellos los datos de la curva de capacidad para verificar que en cualquier


estado operativo, sus parámetros operacionales se encuentren dentro de márgenes razonables.

• Los parámetros de los generadores fueron completamente revisados, y completados para aprovechar la representación del modelo de 6to. orden en DIgSILENT (esto es, agregando la reactancia subtransitoria de eje en cuadratura estimada en el ECP), se clasificaron las máquinas según IEC para identificación en cálculos de cortocircuito, se distribuyeron parámetros entre el “tipo” y el “elemento”, como la potencia nominal y las impedancias de puesta a tierra del centro de estrella, se especificaron los valores saturados para la reactancia subtransitoria de secuencia positiva en los cálculos de cortocircuito, y se corrigieron/completaron el resto de los datos, con los mismos criterios que fueron empleados en el ECP. Se tradujeron y precisaron los datos de la curva de capabilidad que se habían especificado en el ECP, actualizando los de algunas unidades desde las que se recibió mayor información. Además de lo descrito en general, se considera apropiado destacar los siguientes cambios en los generadores:

o En Mantaro se puso en sobreexcitación la curva teórica, adaptada a la del informe de ElectroPerú, y la capacitiva se linealizó según los puntos dados. Se observa que es muy restrictiva para los límites de estabilidad normales. Resulta extraño que la relación de cortocircuito sea diferente para las máquinas de la Fase I y II, siendo el resto de los parámetros iguales. Por lo tanto se adopta un promedio entre ambas (1.045 y 1.025, resulta 1.035)

o Se actualizó la curva de capabilidad de las UTI 5 y 6, a los últimos valores del informe, al igual que las de Huinco, Chimay y Matucana.

o En donde figuran factores de potencia dato, se adoptan éstos dejando de lado los anteriores del informe

o La unidad de Ventanilla se supone con los mismos datos, pero con potencia 200 MVA según el nuevo dato de placa. La curva de capacidad se adopta desde la nueva información.

o La nueva unidad de Ventanilla tiene la Potencia Nominal, Cosfi, tensión y curva de capabilidad correctas. Los parámetros se supusieron iguales a los de las TG3 y TG4, excepto la inercia que se supuso de 5, y la Pmin=35MW (como para funcionar con una TG al mínimo de 70MW) y la Pmax=160 MW.

o En los grupos de Callahuanca G1 a G3 hay datos en la Base de Datos de DIgSILENT que se toman en cuenta, aunque se modifican algunos de ellos para acordar con el documento “33-CURVA CAPABILIDADE.xls”. Se completa la resistencia estatórica, se estima la resistencia de secuencia cero y el valor que estaba presente en la base de datos se supone representa 3 veces la resistencia de puesta a tierra, por lo cual se calcula ro en ohms y se coloca el dato en el elemento. Se corrige la impedancia de secuencia positiva saturada a 0.85*0.21 pu, para concordar con el dato de la x2 que se supone saturada. Se observa que el factor de potencia figuraba como 0.85, pero en los cálculos de la planilla Excel citada figura como 0.80. De esta planilla se adoptan los valores Xd, Xq y X”d.

o Se corrige la curva de capabilidad de Moyopampa a la última información suministrada para el proyecto EIT, y también se le asigna a cada tipo el valor de la resistencia de puesta a tierra suministrada en la base de datos original.

o En Cañón del Pato es necesario adoptar un criterio para establecer la curva de capabilidad. El problema es que la Potencia Nominal (Sn) es de 43.26 MVA como figura en la ficha técnica, pero resulta que hay potencias máximas de turbina de hasta 45 MW para las cuales se reporta una potencia reactiva de 12 MVAr (al 100 % del despacho). Partiendo de esto, se calcula una curva de capabilidad a partir de una potencia nominal de


Sn=(452 + 122)1/2 =46.57 MVA ≈ 46.6 MVA, y con factor de potencia 0.95, de modo que para potencias mayores a 46.6 MVA ∗ 0.95 = 44.27 MW, la limitación estará dada por esta nueva capacidad estatórica estimada. Esta condición en que Pmax > Snom es frecuente en centrales con capacidad de sobrecarga de corto tiempo, o por tiempo ilimitado por una mejora en el sistema de refrigeración, y no es conveniente alterar los parámetros del alternador (Xd, X’d, H, etc.) para expresarlos en otra base de potencia, puesto que se desnaturaliza la documentación de sus valores característicos.

o En los grupos WartSila de Yarinacocha, se emplearon los valores enviados por ElectroUcayali. Se estimaron algunos datos faltantes (reactancias no saturadas, por ej.) y la inercia se adoptó desde la unidad de Calana, puesto que el valor informado parece ser del alternador, y hay un dato de la inercia del motor pero no es legible.

o La unidad de 20 MVA de Poechos se escinde en 2 unidades de 9.5 MVA según los datos de la ficha técnica. Se adoptan máquinas de iguales características a las de Huanchor (10.2 MVA), a las que se le cambia la Potencia Nominal y se asume un factor de potencia de 0.85.

o En la unidad TG1 de Sidernor, se cambia la tensión nominal a 13.8 kV, según se desprende del análisis de la tensión máxima en la Ficha Técnica.

• Se han revisado los filtros de armónicos de Vizcarra y Antamina, dejándolos en servicio según se detalla a continuación para proporcionar la potencia reactiva correspondiente a la frecuencia nominal del sistema.

o En Vizcarra los Filtros son tal como figura en el reporte “ABB Study No. 6 (Final report).pdf”. En Antamina los reportados en “ABB Study No. 7 (Final Report).pdf”, aunque se observa que el filtro de orden 13 está sintonizado al orden 12. De la puesta en funcionamiento de estos filtros se observa que:

A frecuencia y tensión nominales, los filtros de Vizcarra entregan un total de 81.49 MVAr al nodo de 16 kV, haciendo que el SVC de Vizcarra absorba potencia reactiva (unos 60 MVAr).

A frecuencia y tensión nominales, un set de los filtros de Antamina entregan un total de 34.87 MVAr.

Para dejar en servicio a estos filtros en Antamina, se supone que la demanda reactiva de la carga se incrementa en 34.87 MVAr para que la demanda neta absorbida desde la red coincida con la reportada por COES. En tal caso, la demanda resultante no compensada presentaría un factor de potencia próximo a 0.83, en tanto que con la compensación producida por los filtros el factor de potencia alcanza a 0.97. Si se hipotizara los 2 sets de filtros en servicio, la demanda no compensada tendría un factor de potencia de 0.67, lo cual se estima un poco bajo.

Revisión de los equipamientos automáticos de control La transferencia de datos dinámicos desde el simulador PSS/E a DIgSILENT ha tenido fuertes deficiencias en este aspecto, puesto que se han detectado modelos cuyo funcionamiento no es correcto, y otros en los que los datos han sido inapropiadamente asignados a sus parámetros. De la revisión efectuada se obtuvo que:

• Los modelos HYGOV, EXAC1A, e IEEEG3 no funcionaban bien, y tuvieron que ser reconstruidos porque se detectaron anomalías en comparación con los modelos de la librería PSS/E del mismo nombre.

• Los modelos EXAC4 y ESST1A fueron corregidos para que pudieran funcionar correctamente con los “frames” en uso.


• El modelo EXBAS (Basler) ha sido reemplazado por SEX en las unidades de Yuncan, Malacas TGN4 y Aguaytía, dado que la topología y respuesta del modelo en formato DIgSILENT produce error. La representación con SEX ofrece una respuesta semejante al EXBAS en tanto al tiempo de crecimiento, sobreoscilación y límites de salida.

• Se reemplazó el modelo GASTWD en los pocos casos en que estaba usado (Ventanilla G3 y G4, Westinghouse, ILO1 TG2) por el modelo GAST2A, debido a que el GASTWD no luce estable en estado estacionario para algunos segundos de simulación. En este caso, los parámetros adoptados en el GAST2A producen una respuesta similar al del modelo GASTWD reemplazado.

• Se reemplazaron los modelos PSS2A de Restitución por IEE2ST para representar las principales características dinámicas en las máquinas de Restitución y Mantaro, dado que los algoritmos del modelo PSS2A no permite prescindir de ciertos bloques ocasionando inestabilidad numérica (Ver Caso especial 2: Problemas de inestabilidad numérica).

• Se adecuaron parámetros en los modelos de estabilizador IEEEST en otras máquinas por la misma razón anterior.

• Se corrigieron los parámetros del sistema de excitación de Machupicchu, para adecuar su respuesta a los cambios efectuados en la central, y se corrigieron los parámetros de los estabilizadores del sistema de potencia, dado que presentaba un funcionamiento inadecuado, sobre todo en la síntesis de potencia acelerante (Ver Caso especial 1: Sistema de Excitación y Estabilizador de Machupicchu).

• Se actualizó el desempeño del sistema de excitación de las unidades de Cañón del Pato, y también del sistema de estabilización de potencia, para representar el estado actual luego de las mejoras implementadas en la central.

El modelo actual presenta las siguientes características: • Todos los modelos de control en las unidades generadoras pueden operar correctamente

en servicio, no requiriendo que se los anule por mal funcionamiento; • Todos las unidades que disponían de modelos de control en el formato PSS/E, disponen

ahora de una representación semejante en el modelo DIgSILENT; • Se han revisado los límites de los governors, para adecuarlos a los datos suministrados

en las últimas Fichas Técnicas. Los límites actuales podrían ocasionar un mensaje de error en las máquinas más chicas cuando operan a Pmax, debido a que la tolerancia empleada (0.5%) podría ser del mismo orden de magnitud que el error en la solución de las variables de estado; no obstante el mensaje, la solución demuestra ser estable en varios segundos de simulación.

• Los modelos con EXAC1 y EXAC2 presentan una respuesta levemente inferior respecto de la del PSS/E, lo cual hará los estudios levemente más conservadores. Para llevarlos a la misma respuesta hipotizada en el modelo PSS/E, bastaría con retocar levemente los parámetros Kf y Tf en cada caso particular;

• El modelo TGOV5 no representa las dinámicas de caldera contempladas en PSS/E. En tal caso, el modelo resultará menos conservador para los estudios con grandes transitorios de frecuencia.


Caso especial 1: Sistema de Excitación y Estabilizador de Machupicchu Antecedentes Durante el desarrollo de simulaciones de un estudio de estabilidad, se observó un comportamiento sospechoso de oscilaciones poco amortiguadas entre las unidades del área Sierra Sur ante un evento en el área Centro (Ver Fig. 1a). La falla estudiada fue un cortocircuito trifásico durante 0.120s en el lado Chilca de una de las 2 líneas entre la nueva subestación Chilca y San Juan, con pérdida definitiva del elemento fallado.

9.99837.97865.95903.93931.9197-0.1000 [s]

90.00

60.00

30.00

0.00

-30.00

-60.00

CPato G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degAguayt G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degCarhq G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degMachu G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degSGab G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degMalac G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in degChar-V G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Angulos Generadores Remotos

Date: 10/4/2006

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Fig. 1a: Ángulos con parámetros originales PSS de Machupicchu

Debido a la mayor excursión del rotor de la unidad de Machupicchu (curva rosa, como referencia angular se adoptó la unidad Ventanilla TG3), se revisó el modelado confrontándolo con la información correspondiente a la empresa EGEMSA suministrada por COES en el marco del proyecto EIT.

• Se constató que el modelo y los parámetros del estabilizador suministrados en el modelo de COES son los informados por EGEMSA en el ámbito del EIT.

• Se constató que el modelo y los parámetros del sistema de excitación (AVR) en el modelo de COES difieren de la información suministrada por EGEMSA, pero son los mismos empleados en el proyecto ECP (Estudio de Coordinación de las Protecciones).

El modelo y los parámetros del AVR empleados en el ECP (modelo EXPIC1, tipo PI), correspondían a una estimación dado que el simulador PSS/E no disponía de un modelo exacto para representar el lazo de control de la corriente de campo (Ver extracto del reporte del ECP en la Fig. 1b).


Fig. 1b: Descripción del Modelado de Machupicchu en el ECP

El modelo y los parámetros del AVR informados por EGEMSA en el ámbito del proyecto EIT, declaran un controlador tipo PID cuyo diagrama de bloques según el archivo “AVR.dwg” se ilustra en la Fig. 1c. Los parámetros para cada unidad se reportan en el documento “Ajustes del Sistema de Excitación”, y los correspondientes a la unidad 1 se reproducen en la Fig. 1d, en la que se observa que no hay una correlación directa entre los parámetros de la Tabla y los del diagrama de bloques. Además de estas dificultades, se destaca que no hay un modelo disponible en el simulador DIgSILENT que represente correctamente la topología de este modelo de AVR.

Fig. 1c: Diagrama de bloques AVR según información de EGEMSA – Proyecto EIT


NUM MNEM LIBELLE VARIABLE VALEUR UNITE MIN MAX 553 554 555 556 557 558 559 560 561 562 563 564 565 566 567 568 580 581 582 583 584 585 586 587 588 569 570 571 572 573 574 575 576 577 578 579 589 590 591 592 593 594

COS U0 STK SA PI1 TI1 DI1 PI2 TI2 DI2 PI3 TI3 DI3 PI4 TI4 DI4 PI5 TI5 DI5 PI6 TI6 DI6 PI7 TI7 DI7 C01 C02 C03 C04 C05 C06 C07 C08 C09 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17

Selection REGUL COS Valeur Consigne nominal STATISME SEUIL D´AMORCAGE Gain Prop.PI1 Const. Temps PI1 Gain derive PI1 Gain Prop.PI2 Const. Temps PI2 Gain derive PI2 Gain Prop.PI3 Const. Temps PI3 Gain derive PI3 Gain Prop.PI4 Const. Temps PI4 Gain derive PI4 Gain Prop.PI5 Const. Temps PI5 Gain derive PI5 Gain Prop.PI6 Const. Temps PI6 Gain derive PI6 Gain Prop.PI7 Const. Temps PI7 Gain derive PI7 Consigne sinus PHI Constante de reglage 2 Constante de reglage 3 Constante de reglage 4 Constante de reglage 5 Constante de reglage 6 Constante de reglage 7 Constante de reglage 8 Constante de reglage 9 Constante de reglage 10 Constante de reglage 11 Constante de reglage 12 Constante de reglage 13 Constante de reglage 14 Constante de reglage 15 Constante de reglage 16 Constante de reglage 17

100 0 20 1.05 0.3 0.03 0.1 0.2 0 0.4 0.3 0 0.3 0.3 0 0.1 0.2 0 2 0.5 0 0.4 0.3 0 0 100 0 83.33 83.33 51.67 51.67 73.75 73.75 70.05 -30 10 0 0 0 0 0

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1 120 320 100 320 32 320 320 32 320 320 32 320 320 32 320 320 32 320 320 32 320 320 32 320 1 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320 320

Fig. 1d: Tabla de parámetros de la unidad 1 de EGEMSA – Proyecto EIT

Solución propuesta Considerando que se ha reemplazado el AVR por un sistema nuevo, se supuso que el desempeño debería mejorar, y se ajustó la ganancia proporcional del AVR (Ta1 desde 1 a 1.4) para reducir el tiempo de crecimiento desde ∼ 400 ms hasta 300 ms.

5.003.752.501.250.00 [s]

1.0625

1.0500

1.0375

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1.0125

1.0000

0.9875

3.50

3.00

2.50

2.00

1.50

1.00

Machu G1: Voltage, Magnitude in p.u. Machu G1: Excitation Voltage in p.u.Machu G1: Voltage, Magnitude in p.u. Machu G1: Excitation Voltage in p.u.

Plots

Date: 10/4/2006

Annex: /1

DIg

SILE

NT

Fig. 2a: Comparación de la respuesta del ensayo en vacío del AVR con modelo EXPIC1


Las curvas azul y verde oscuro (Ver Fig. 2a) corresponden a la tensión terminal y tensión de campo respectivamente con el nuevo desempeño obtenido, y las otras dos a los parámetros originales suministrados en la Base de Datos del COES, que coincidían con los del ECP. La simulación de la misma falla con estos parámetros resulta ahora como luce en la Fig. 2b, en la que la amplitud de la oscilación rotórica se ha incrementado (curva rosa).

9.99837.97865.95903.93931.9197-0.1000 [s]

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

-80.00



Date: 10/3/2006

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Fig. 2b: Ángulos con parámetros originales PSS de Machupicchu (AVR con Ta1=1.4)

Puesto que en ambos casos (Fig. 2a) la respuesta del AVR luce suave y bien amortiguada con una escasa sobreoscilación, la respuesta del AVR no parece ser la causa de las oscilaciones observadas en la Fig. 2b, y se opta por revisar los parámetros del estabilizador, implementando los siguientes cambios:

T7=1.5 se cambia a 3.5 s (T7=Tw1, como práctica habitual) Ks2=0.41 se cambia a 0.961 pu (Tw1/2H, como práctica habitual) Ks1=2 se cambia a 7 pu T1=0.19 se cambia a 0.415 s T2=0.031 se cambia a 0.244 s T3=2.33 se cambia a 0.134 s T4=0.372 se cambia a 0.066 s

Demostración del impacto de los parámetros La simulación de la falla es la misma reportada al principio, y se observa en la Fig. 2c el efecto del cambio de los parámetros T7 y Ks2 que influyen en la síntesis de la potencia acelerante, mejorando notablemente la respuesta.


9.99837.97865.95903.93931.9197-0.1000 [s]

90.00

60.00

30.00

0.00

-30.00

-60.00



Date: 10/3/2006

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Fig. 2c: Ángulos corrigiendo T7 y Ks2 según criterios típicos (AVR con Ta1=1.4)

Aún así, las oscilaciones en la parte inicial de la perturbación son acentuadas respecto de lo observado en la unidad 1 de San Gabán (curva verde), por lo que se opta por modificar los parámetros del doble filtro adelanto/atraso y la ganancia del estabilizador, mejorando la respuesta como se aprecia en la Fig. 2d. Con estos cambios se evitó que el desempeño deficiente del conjunto estabilizador-AVR de Machupicchu ocasionara inconvenientes en el objetivo principal del estudio de estabilidad que se estaba llevando a cabo.

9.99837.97865.95903.93931.9197-0.1000 [s]

90.00

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-30.00

-60.00



Date: 10/3/2006

Annex: /6

DIg

SIL

EN

T

Fig. 2d: Ángulos corrigiendo T7 y Ks2, con Ks1 y T1-T4 estimados (AVR con Ta1=1.4)


Caso especial 2: Problemas de inestabilidad numérica Antecedentes Se observaron componentes oscilatorias de alta frecuencia superpuestas en algunas magnitudes, y se verificó que éstas no se debían a la pérdida de sincronismo de unidades menores. Se investigó el problema con mayor detalle y se puso de relieve un comportamiento anómalo de la tensión terminal en las unidades de Charcani V (curva marrón) y Restitución (curva roja). Las otras curvas pertenecen a las unidades 1 y 5 de Mantaro (curva verde y azul) y la curva negra (TG de ENERSUR), demuestran “contaminación” debido al efecto oscilador de Charcani V y Restitución, pero no amplifican el fenómeno ni dan lugar a oscilaciones crecientes.

29.99723.97817.95811.9395.9194-0.1000 [s]

1.125

1.100

1.075

1.050

1.025

1.000

0.975

Rest G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Sam G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Sam G5: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Char-V G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Enersur G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.

PG-QG de Enersur TG(3)

Date: 11/3/2006

Annex: /7

DIgSILENT

Solución a los problemas El problema de Charcani V es numérico, y se debe a que el modelo del estabilizador IEEEST en DIgSILENT requiere que, en caso de que no se ocupen los filtros bicuadráticos de constantes A1 a A6, al menos la constante A4 sea distinta de cero para que inicialice correctamente. Inicialmente se adoptó un valor pequeño del orden de 1 a 5 ms, sin embargo se ha detectado que esto trae problemas numéricos. Se adoptaron los siguientes valores:

Parámetro Valor Unidad A1 0.0 pu A2 0.0 pu A3 1.0 pu A4 0.25 pu A5 1.0 pu A6 0.25 pu

Con estas constantes, el filtro bicuadrático del denominador (A3, A4) no causa problemas numéricos y su efecto queda cancelado por el filtro (A5, A6) del numerador (Ver figura siguiente).


Modelo equivalente IEEEST (según IEEE)

El resultado de este cambio puede apreciarse en la figura siguiente, afirmando que el problema numérico de Charcani V ha sido removido.

29.99723.97817.95811.9395.9194-0.1000 [s]

1.125

1.100

1.075

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Rest G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Sam G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Sam G5: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.Char-V G1: Positive-Sequence-Voltage, Magnitude in p.u.


Date: 11/2/2006

Annex: /7

DIgSILENT

Oscilaciones de alta frecuencia observadas en las simulaciones

Subsiste aún el problema de Restitución, el cual emplea el modelo PSS2A para simular un estabilizador de 2 canales independientes, uno potencia eléctrica y el otro de frecuencia, con 2 washout de diferentes constantes de tiempo: 7.7 s para el canal de frecuencia con ganancia kw=5 pu/pu, y 3.3 s para el canal de potencia eléctrica con ganancia Kc=0.35 pu/pu.


Modelo de Estabilizador de Restitución

Se estima que el problema deriva de que es imposible en el modelo PSS2A implementado en DIgSILENT, ignorar la cadena del filtro rastreador de rampas de quinto orden (T8, T9), y cuya presencia introduce problemas numéricos. Si bien el problema puede atenuarse levemente seleccionando valores pequeños para T8 y T9, el efecto del ruido persiste al final de la simulación.

Modelo PSS2A (según IEEE)

Como solución, se lo reemplaza por el modelo IEE2ST cuya única desventaja en cuanto a la representación es que dispone de un único washout, y requiere entonces de la elección de un valor de compromiso.

Modelo IEE2ST (según IEEE)

En la primera de las 2 figuras siguientes el washout común toma el valor 3.3 s, tal como corresponde para el canal de potencia eléctrica, y en la segunda figura adopta el valor 7 s que corresponde al canal de frecuencia. Según se observa en las figuras, la respuesta más


apropiada parece ser con 3.3 s (1er. figura) de constante de tiempo del washout, dado que causa la menor distorsión en la tensión terminal. Es común que para instalaciones con estabilizadores de entrada dual de este tipo, se emplee como constante de tiempo del washout 3 a 5.0 s.

29.99723.97817.95811.9395.9194-0.1000 [s]

1.05

1.04

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0.99



Date: 11/2/2006

Annex: /7

DIgSILENT

Tiempo de Washout = 3.3 s

29.99723.97817.95811.9395.9194-0.1000 [s]

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Date: 11/2/2006

Annex: /7

DIgSILENT

Tiempo de Washout = 7.0 s

En cualquiera de los 2 casos el problema numérico no tiene lugar, y las simulaciones contemplando los dos extremos del valor del washout demuestran que no es este valor el responsable de la oscilación de alta frecuencia observada. La tensión terminal no supera en ninguno de los casos 1.05 pu, a diferencia de lo que sucede con el modelo PSS2A que la eleva hasta 1.10 pu, debido a la presencia del filtro rastreador de rampa. Una segunda conclusión, es que los problemas numéricos de los estabilizadores de Charcani V y de Restitución eran escencialmente locales e independientes, de modo que si bien las oscilaciones poco amortiguadas de alta frecuencia “contaminaban” las variables del resto del sistema, no causaban la excitación de modos no amortiguados o de amplitud creciente. Esto demuestra la independencia del fenómeno respecto del resto de las unidades del SEIN.


Cambios consecuentes en la Base de Datos Como resultado del análisis, se empleó como tiempo del washout común 3.3 s para las unidades de Restitución. Como consecuencia de las anomalías encontradas en el modelo IEEEST de Charcani V, también se adoptaron las mismas constantes A3, A4, A5, y A6 para los estabilizadores de las 2 unidades de Aguaytía, y en Malacas TGN4. De la revisión de datos se encontró también que las constantes T5=1.67 s y T6=20 s de los estabilizadores IEE2ST de Mantaro 5, 6 y 7 estaban errados, puesto que correspondía T5=T6=0. Los valores originales correspondían a las unidades 1 a 4 de Mantaro.


ANEXO 5 Encuesta sobre la disponibilidad de espacio en las S/E del SEIN Se adjuntan a continuación las fichas entregadas por las Empresas de SEIN relativamente a la encuesta orientada a verificar la disponibilidad de espacio en las S/E.

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Quimpac S.A. 10

(4x18)x0.150 + (21x1)x 0.150= 13.950 MVAr

Sí. Adición de (3x4)x0.150=1.8 MVAr

No. Los nuevos condensadores se agregarán a los mismos bancos existentes.

Se adjunta el plano unifilar. Sólo están operativos los bancos de los rectificadores.

Rogelio Llanos Quedena Tf. 614-2000. Anexo 1704. E-Mail: [email protected]

(*) (**) (***)Notas:(*) Quimpac tiene sus bancos de condensadores asociados a la operación de sus rectificadores: 4 bancos de 18 unidades de 150 kVAr cada una más 1 banco de 21 unidades de 150 kVAr cada una.(**) Quimpac está proyectando adicionar 3 unidades de 150 kVAr cada una a cuatro bancos. Con ello, se tendrá en total 5 bancos de 21 unidades cada uno.(***) Quimpac no dispone de espacio para ampliación de su instalación.

(1) Si la respuesta es “SI” dar el valor de la potencia instalada para cada banco de condensadores (BC) y el número de BC alimentados separadamente (con campos de conexión separados). Los valores indicados en MVAr son los datos actualmente disponibles con los cuales se esta realizando el estudio

(2) Repotenciación o incremento del BC igual o menor a 9.0 MVAr que la Empresa tiene planificado en firme para instalar. Si la respuesta es “SI”, dar la magnitud del incremento del BC

(3) Se debe considerar ademas del area destinada al BC, el area de los campos de conexión, cuyas dimensiones pueden ser deducidas sobre la base de las dimensiones de los campos de línea existentes. Se estima que hasta una potencia de 3 MVAr se utiliza un sólo campo y para potencias superiores se utilizan dos campos (hasta 6 MVAr) o tres campos (hasta 9 MVAr) con la potencia total simétricamente distribuida. Las dimensiones de cada BC se han asumido iguales a un maximo de 2,5 x 2,5 m

(4) Enviar copia del plano o diagrama si estuviera disponible(5) Supeditado a que el propietario del terreno, que no es Luz del Sur, ceda el area de terreno requerido(6) Electroandes no ha enviado el formato. Los datos consignados son una interpretacion a primera vista de los planos enviados, sujetos a consulta y

confirmacion que se solicitara a esta empresa.(7) De acuerdo a lo informado por Southern Peru, en sus subestaciones no tienen barras ni tableros disponibles para insertar bancos de condensadores.

En caso que el estudio estime conveniente, se debe incluir en el proyecto de inversion la construccion del edificio, ductos, cables y las barras adicionales,equipos de proteccion, medicion y de maniobras a instalarse.

(8) En Refineria y Lixiviacion se tienen filtros de armonicos para la operación de las plantas electroliticas que son muy diferentes a Compensacion Reactiva.(9) En la Concentradora Botiflaca no se tiene compensacion reactiva.(10) Según la planificacion disponible a la fecha. Esta categoria puede cambiar a afirmativa, según la evolucion de la planificacion.(11) Dispone de un SVC de 40 MVAr alimentado de la barra de 60 kV(12) No se cuenta con informacion disponible porque la S.E. Es propiedad de la empresa ANATAMINA.(13) No se cuenta con informacion disponible porque la S.E. Es propiedad de la empresa REP.

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