Descripcion del proyeco

Informe COES/DP-01-2013 “Informe de Diagnóstico de las

Condiciones Operativas del SEIN 2015 - 2024”

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Dirección de Planificación de Transmisión Pág. 15

VOLUMEN I

1 Descripción del Diagnóstico

1.1 Antecedentes

El presente Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Período 2015 -

2024 (Informe de Diagnóstico) ha sido elaborado por el Comité de Operación Económica del

Sistema (COES), en cumplimiento del Artículo 16° del Reglamento de Transmisión (RT), y

con el alcance indicado en el Artículo 8° de los “Criterios y Metodología para la Elaboración

del Plan de Transmisión”, en adelante la “Norma”.

El Informe de Diagnóstico abarca análisis energéticos y eléctricos, para los periodos de corto

plazo (2015 - 2017) y largo plazo (2018 – 2024), con la finalidad de detectar las restricciones

o congestiones en el sistema de transmisión bajo distintas hipótesis de demanda, generación

e hidrología. Las soluciones a estas restricciones y congestiones serán determinadas en el

estudio de Actualización del Plan de Transmisión, periodo 2015-2024, considerando las

propuestas que los agentes e interesados hagan para ese fin.

Como datos base del estudio se utiliza información actualizada de la proyección de demanda

de SEIN, plan de obras de generación y plan de obras de transmisión. En ese sentido, se

realizó una campaña de levantamiento de información de demanda y de oferta de generación

de los agentes del sector. Como resultado de esta nueva información, que refleja la evolución

del mercado eléctrico conforme a las perspectivas de los agentes en el largo plazo, se

presentan variaciones en la demanda y oferta, con respecto a los datos considerados en la

Actualización del Plan de Transmisión 2013 – 2022.

En cuanto al plan de obras de transmisión, este considera los proyectos que están en

construcción, concesionados o en proceso de licitación. Asimismo, se consideran los

proyectos del Plan de Transmisión 2013 – 2022 (PT), el cual fue elaborado por el COES y

aprobado por el MINEM en diciembre de 2012. El PT incluye un Plan Vinculante 2018 y un

Plan de Transmisión 2022. El primero está conformado por obras de transmisión cuyo inicio

de ejecución se realiza dentro de la vigencia del PT, enero 2013 – diciembre 2014, mientras

que el segundo está conformado por obras de transmisión, que bajo las incertidumbres de la

demanda, oferta y otras variables, requieren ser implementados para el año final del

horizonte del estudio.



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

transmisión que aborda el Informe de Diagnóstico se realiza considerando la expansión de

transmisión contemplada en el PT, que comprende el Plan Vinculante 2018 y el Plan de

Transmisión 2022, bajo las nuevas condiciones de demanda y oferta levantadas en la

campaña mencionada.

Figura 1.1 Cronograma de elaboración del Plan de Transmisión

1.2 Base Legal

Ley No. 28832, "Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica"

del 23 de julio de 2006.

Decreto Supremo No. 027-2007-EM, "Reglamento de Transmisión” del 17 de mayo de

2007 y sus modificaciones.

Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM “Criterios y Metodología para la

Elaboración del Plan de Transmisión” del 7 de marzo de 2009.



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1.3 Alcances

Los alcances para este estudio de Diagnóstico Operativo son los mismos alcances del Plan

de Transmisión, los cuales según el Artículo 14 del Reglamento del Plan de Transmisión, son

los siguientes:

Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las

instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se

inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.

Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del SEIN con

los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas Aislados al

SEIN.

Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia fundamental para

el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN.

Estos alcances se muestran de manera gráfica en la figura siguiente:

Figura 1.2 Alcances del Plan de Transmisión.

Instalaciones que sirven exclusivamente a los usuarios.

Estudio PT COES: Análisis de grandes sistemas de generación con proyección a interconexión internacional (Transmisión de Centrales del Oriente / Interconexión Internacionales)

Criterios del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas - Articulo 139

•Planificación Determinística•Horizonte 10 años•Plan de Obras para Fijación de Tarifas •Responsables: Titular / OSINERGMIN

Instalaciones que sirven exclusivamente a la generación.

Criterios de Planificación deltitular

Instalaciones que sirven a la demanda y la generación (troncales nacionales y regionales)

Interconexión Internacional

Concesiones de Transmisión y Distribución

Usuarios Libres

Sistema Aislado

Criterios de Planificación privados de titulares de concesiones de generación.

PT COES : Cualquier instalación que a criterio del COES brinde seguridad, calidad y fiabilidad al SEIN (RT 14.3)

Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión

•Metodología “TRADE OFF/RISK - MINIMAX”•Horizonte 10 años•Plan Vinculante / Plan de Largo Plazo•Entidad Responsable: COES-SINAC



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1.4 Enfoque Integral del Diagnóstico

Dado que la incertidumbre en la realización de los proyectos de demanda y oferta eléctrica

crece conforme se extienda el horizonte de evaluación, el diagnóstico de las condiciones

operativas del SEIN fue realizado bajo un enfoque integral que considera dos horizontes

definidos:

El Corto Plazo (2015-2016): Período en el que se contempla la evolución de la

demanda y oferta dentro de márgenes de variación con relativa alta certidumbre de

ocurrencia, ya que comprende proyectos en marcha o con alto grado de maduración.

La evaluación del SEIN para este período es realizada utilizando metodologías

determinísticas.

El Largo Plazo (2017–2024): En este período la evolución del SEIN está sujeta a

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

por zonas, grandes proyectos de demanda, etc.) como del lado de la oferta de

generación (incertidumbre en la magnitud, ubicación, tipo y oportunidad de puesta en

operación de centrales de generación). Asimismo, la hidrología es considerada como

una incertidumbre adicional. Por lo indicado, el diagnóstico del SEIN para este período

se realiza mediante metodologías que consideran un enfoque basado en

incertidumbres.

El enfoque integral del diagnóstico del SEIN puede resumirse esquemáticamente en el

diagrama de la Figura 1.3.



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Figura 1.3 Enfoque Integral del Diagnóstico.

En grandes bloques, el Diagnóstico está compuesto por tres partes: La información y los

Procesos Básicos, el Diagnóstico propiamente dicho y los Resultados del Diagnóstico.

La primera parte corresponde a la preparación de la información base para el análisis (bases

de datos de los modelos a utilizar, demanda y oferta de generación). La segunda parte

comprende la simulación de los modelos, análisis e interpretación de los resultados, y la

tercera parte corresponde a la presentación de los resultados y conclusiones.

El diagrama de flujo de procesos del Diagnóstico realizado se presenta en la Figura 1.4.

INFORMACIÓN Y PROCESOS BÁSICOS

RESULTADOSDIAGNÓSTICO

Diagnóstico Operativo(Análisis Eléctrico - DigSILENT)

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

Diagnóstico de la Operación Económica(Análisis Energético -

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

CORTO PLAZO (2015-2016)

- Proyección de la Demanda

- Programa de Obras de Generación

- Programa de Obras de Transmisión

- Futuros de Demanda

- Futuros de Generación

- Futuros de Hidrología

- Energía No Servida

- Insuficiencia de Generación

- Insuficiencia de Gas Natural

- Sobrecargas en Líneas de Transmisióny Transformadores

- Insuficiencia de Reactivos

- Problemas de Estabilidad

- Costos Marginales

Enfoque Determinístico

Diagnóstico de la Op. Económica Basado en Incertidumbres

(Análisis Energético - PERSEO)

- Flujos Medios de Potencia- Energía No Servida- Horas de Despacho No Económico

Diagnóstico Operativo de Verificación

(Análisis Eléctrico -DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal- Estabilidad Transitoria- Cortocircuito

LARGO PLAZO (2017-2024)

Enfoque Basado en Incertidumbres Enfoque Determinístico

Enfoque General: Análisis de desempeño de la Expansión de la Transmisión del Plan de Transmisión, bajo las nuevas condiciones de Demanda y Oferta en el Horizonte del Estudio.



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Figura 1.4 Diagrama de Proceso de Diagnóstico.

DIAGNÓSTICOINFORMACIÓN Y PROCESOS BÁSICOS

DIAGNÓSTICO DECORTO PLAZO

Proyección de Demanda

Base, Optimista, Pesimista

Planes de ObrasG y T 2013-2016

BD DigsilentActual

ActualizaciónBD DigSilent

BD DigSilent Completa(2015-2016)

2015, 2016Avenida: Max, Med, MinEstiaje: Max, Med, Min

Máxima Anual

Total: 14 casos

ActualizaciónBD SDDP y

PERSEO

BD SDDP y PERSEO

Actual

BDs SDDP(2015-2016)

1 Caso Base1 Sensibilidad

Total: 2 casos

Diagnóstico Operativo(Análisis Eléctrico - DigSiILENT)

- Flujo de Carga Normaly en Contingencia

- Estabilidad Permanente u Oscilatoria, Transitoria y de Tensión

- Cortocircuito

Diagnóstico de la Operación Económica(Análisis Energético - SDDP)

- Despacho de Generación- Consumo de Gas

- Flujos Promedios de Potencia por LL.TT.

-Reserva de Generación

DIAGNÓSTICO DELARGO PLAZO

Diagnóstico de la Operación Económica Basado en Incertidumbres

(Análisis Energético - PERSEO)

- Flujos Medios de Potencia


- Horas de Despacho No Económico yFlujos de Energía Interrumpidos (GWh)

Diagnóstico Operativo de Verificación (Análisis Eléctrico - DigSILENT)

- Flujo de Carga Normal

- Estabilidad Transitoria

- Cortocircuito

Futuros

PLAN DE TRANSMISIÓN

IncertidumbresDemanda

Generación Hidrologías

Planteamiento Futuros

Demandas (4)

Generación (27)Hidrologías (3)

Futuros Extremos

Año 2020: 114Año 2024: 162

Total: 276

Combinación(proceso manual)

BDs PERSEO

Año 2020: 114Año 2024: 162

Total: 276 casos

Incluye casos con y sin límites de transmisión

PLAN DE TRANSMISIÓN

2022

PLANVINCULANTE

2018

ActualizaciónBD DigSilent

BD DigSilent Simplificada(2020, 2024)

2020, 2024Avenida: Max, Med, MinEstiaje: Max, Med, Min

Máxima Anual

Total: 14 casos

RESULTADOS


- Insuficiencia de Generación

- Insuficiencia de Gas Natural

- Sobrecargas en Líneas de Transmisión y Transformadores

- Insuficiencia de Reactivos

- Problemas de Estabilidad



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En este diagrama se puede observar la interacción entre las etapas de entrada de

información (a partir de los resultados del PT anterior), la información y procesos básicos, y la

del diagnóstico. Comprendiendo esté último la preparación de datos y su procesamiento,

utilizando modelos informáticos de análisis energético (SDDP y Perseo) y de análisis de

sistemas eléctricos de potencia (DIgSilent), para ser utilizados en el desarrollo del diagnóstico

de corto y largo plazo, para finalmente presentar los resultados del proceso.

La información y procesos básicos incluyen la proyección de la demanda, y la elaboración de

los planes de obras de transmisión y generación, los cuales se utilizan principalmente en el

diagnóstico de corto plazo, bajo un enfoque determinístico. Incluye también la elaboración de

los “futuros” de demanda, oferta e hidrología, los cuales se utilizan en el diagnóstico de largo

plazo, bajo un enfoque basado en incertidumbre que se desarrolla en la sección 3.1

El Informe de Diagnóstico, a fin de cumplir con lo indicado por la Norma, ha sido elaborado

bajo una metodología desarrollada por el COES, siendo su principal característica el análisis

basado en “incertidumbres” para el largo plazo, y un análisis tradicional bajo criterios

“determinísticos” para el corto plazo.

En el largo plazo se parte de la premisa de que el futuro no está definido, sino que está

circunscrito dentro de un rango de incertidumbres, que afectan las decisiones de expansión

del sistema de transmisión. Estas “incertidumbres” son: la demanda, oferta de generación e

hidrología. En la Figura siguiente se ilustra el rango de variación considerado para la

demanda, la cual no solo varía en magnitud sino en ubicación.

Figura 1.5 Futuros de Demanda Año 2024 (MW)

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

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

No

rte

+ S

ur

Centro

Futuros de Demanda del año 2024 (MW)

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

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

1: Optimista Norte-Sur

3:Optimista Centro

4: Pesimista

2: Medio

Área de

interés



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De igual forma, en lo que respecta a la oferta de generación, para el largo plazo se plantean

futuros de oferta acorde al grado de maduración de los proyectos, así como de su tamaño y

locación, que sean relevantes para la expansión de la transmisión.

Para elaborar el Plan de Transmisión, el planificador no tiene que “predecir” con precisión el

futuro y decidir el plan de expansión (análisis determinístico), sino más bien acotar los rangos

de las incertidumbres relevantes y tomar las decisiones de expansión de la transmisión de

manera que sirvan para todos los rangos indicados (análisis basado en incertidumbres), o en

su defecto para la mayor parte de cada uno de ellos. Es por ello que, en sintonía con el

objetivo de la planificación en mente, el Informe de Diagnóstico en el largo plazo también está

basado en incertidumbres.

En el largo plazo el análisis se realiza utilizando una gran cantidad de simulaciones en el

modelo energético (PERSEO), que abarquen abarcan todas las combinación factibles de los

futuros de las incertidumbres. Adicionalmente, se utilizan un modelo de análisis de sistemas

eléctricos de potencia (DIgSilent) para el caso de demanda media, observando el desempeño

del sistema de transmisión del SEIN, ante la materialización de un conjunto de proyectos de

demanda y oferta. Asimismo, se realizan sensibilidades al caso base.

Es importante remarcar que en el corto plazo la evolución de la demanda y la oferta de

generación tienen un relativo mayor grado de predictibilidad, debido a que la información

existente da cuenta de una serie de factores concretos que permiten ser proyectados con una

certidumbre aceptable para fines de planificación. Es por esta razón que en el corto plazo se

utiliza un enfoque determinístico para las simulaciones, y se utiliza el modelo SDDP.

Los análisis eléctricos de corto plazo están conformados por simulaciones (DIgSilent) de la

operación en estado estacionario en condiciones normales y en contingencia, en demanda

máxima, media y mínima, en los períodos hidrológicos de avenida y estiaje. Asimismo se

incluye simulaciones de verificación de la estabilidad angular del SEIN, así como el cálculo de

los niveles de cortocircuito.

Como resultados del diagnóstico se presentan indicadores (energía no servida, insuficiencia

de generación, insuficiencia de gas natural y costos marginales, sobrecargas en líneas de

transmisión y transformadores, problemas de estabilidad, control de tensión, etc.) y el análisis

de los mismos, que ponga en evidencia la situación del desempeño del SEIN considerando la

expansión de la transmisión contemplada en el PT pero en el marco de las nuevas

condiciones de demanda y oferta.



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1.5 Criterios y Metodología

1.5.1 Criterios y Metodología para el Diagnóstico de Corto Plazo

El diagnóstico de corto plazo comprende el análisis de la operación económica y el análisis

operativo del SEIN en el periodo 2015 – 2016. Este análisis se realiza empleando una

metodología determinística, la cual considera una proyección de demanda (crecimiento

medio), un programa de obras de generación definido por proyectos comprometidos y otros

con alta probabilidad de ingresar en el periodo de estudio; los cuales en su mayoría cuentan

con estudio de Pre Operatividad aprobado, así como el sistema de transmisión existente y

previsto a ingresar en el periodo de estudio.

.

a) Criterios y Metodología para el Diagnóstico de La Operación Económica (Análisis

Energético)

Se realiza mediante simulaciones de la operación económica del sistema las cuales tienen

por objeto determinar los despachos de generación de las centrales del SEIN a mínimo costo,

las congestiones que se podrían presentar en el sistema de transmisión, el consumo de gas

natural así como los márgenes de reserva operativa del SEIN y los posibles racionamientos.

La metodología usada para el desarrollo del diagnóstico de la operación económica del

sistema en el corto plazo tiene un enfoque determinístico, considerando un solo escenario de

crecimiento de la demanda (demanda media) y el plan de obras de generación y de

transmisión actualizado, este plan incluye los proyectos definidos y comprometidos en el

periodo de análisis, definiendo de esta forma el Caso Base.

Sobre el Caso Base se analizan sensibilidades, las cuales consideran retrasos en la fecha de

ingreso de proyectos de generación, así como de proyectos de transmisión, que tengan alto

impacto en la operación económica del sistema.

Las simulaciones se realizan utilizando el modelo energético de la operación del sistema

SDDP, el cual contiene la base de datos actualizada con la información de demanda,

expansión de la generación y transmisión prevista en el periodo de estudio.

A continuación se describen con mayor detalle los criterios utilizados en los análisis

energéticos:

Disponibilidad de gas natural de Camisea



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Se considera una disponibilidad de 372 MMPCD (capacidad firme) de gas natural de

Camisea para generación eléctrica. Adicionalmente se considera un volumen de 80 MMPCD

a partir del ingreso en operación de las CC.TT. Fénix y Santo Domingo de los Olleros, con lo

cual sumaria una capacidad total de 452 MMPCD. Por lo tanto, para el periodo de evaluación

se considera la disponibilidad de gas natural de Camisea que se indica en la Tabla 1.1.

Se considera que la capacidad de 452 MMPCD se mantiene hasta finales del 2015, y que a

partir de enero de 2016 no habrá limitaciones de capacidad, como resultado de la ampliación

del gasoducto de Camisea.

Tabla 1.1 Capacidad firme de volumen de gas natural de Camisea para generación.

Asignación de gas para el despacho de generación

Se considera que las centrales térmicas a gas natural operan según su contrato firme de

transporte de gas natural de Camisea, tal como se muestra en la Tabla 1.2

Tabla 1.2 Contrato firme de transporte de gas natural de Camisea.

Adicionalmente, se ha considerado representar en el periodo de evaluación el bajo perfil de

presión de gas natural en el nodo de Ventanilla, para lo cual ha restringido a un volumen total

de 102 MMPCD para las CC.TT. Ventanilla y Santa Rosa. Por lo tanto las unidades UTI5,

UTI6 y TG7 de la C.T. estarían disponibles a operar sólo con Diesel.

Combustibles

Sobre la base de los precios de combustibles de la Fijación Tarifaria para el periodo Mayo

2012 – Abril 2013, se ha actualizado los precios de los energéticos de acuerdo a los

Año 2015 2016

Capacidad Firme

(MMPCD)452

Sin restricción en el

gasoducto de Camisea

EMPRESAContrato Firme de Transporte de

Gas (MMPCD)

EDEGEL 113,0

KALLPA 111,4

ENERSUR 102,7

DUKE ENERGY 12,0

SDF ENERGY 9,4

EGESUR 3,2

EGASA 20,0

FENIX 57,5

TERMOCHILCA 22,5

TOTAL 451,6



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procedimientos que utiliza el OSINERGMIN. En la Tabla 1.3 se muestra los costos variables

de las centrales térmicas.

CONS.ESP PRECIO (3)

CENTRAL ESTADO P.EFEC CVNC MMBTU/MWh(1) TIPO US$/MMBTU CV

MW US$/MWh Ton/MWh(2) COMBUSTIBLE US$/Ton US$/MWh

Turbo Gas Natural Malacas 1 - Gas Existente 13,135 4,000 17,627 Gas Natural 2,45 47,1

Turbo Gas Natural Malacas 4 - Gas Existente 90,333 3,133 12,417 Gas Natural 2,45 33,5

Turbo Gas Natural Malacas 4 - Gas con agua Existente 102,739 22,740 13,285 Gas Natural y Agua 2,45 55,2

Turbo Gas de Chimbote (TG3) Existente 20,201 2,700 0,344 Diesel Nº 2 1 237,60 428,4

Turbo Gas de Piura con R6 Existente 16,815 11,580 0,422 Residual Nº 6 913,06 397,3

Grupos Diesel de Piura Existente 8,038 7,389 0,239 Residual Nº 6 913,06 226,0

Grupos Diesel de Chiclayo Existente 10,200 7,040 0,252 Residual Nº 6 905,60 235,3

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 Existente 52,005 6,996 12,763 Gas Natural 2,55 39,6

Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-6 Existente 52,535 6,996 0,279 Diesel Nº 2 1 227,41 349,2

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 Existente 53,062 6,996 11,876 Gas Natural 2,55 37,3

Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-5 Existente 51,733 6,996 0,286 Diesel Nº 2 1 227,41 357,9

Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con inyección) Existente 123,910 3,512 11,595 Gas Natural 2,55 33,1

Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (sin inyección) Existente 109,134 3,512 11,194 Gas Natural 2,55 32,1

Turbo Gas Diesel Santa Rosa WTG (con inyección) Existente 121,331 4,100 0,257 Diesel Nº 2 1 227,41 319,6

Turbo Vapor de Shougesa Existente 61,714 2,000 0,310 Residual Nº 500 816,38 254,7

G. Diesel Shougesa Existente 1,231 7,110 0,220 Diesel Nº 2 1 234,45 278,7

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Existente 84,900 3,030 11,251 Gas Natural 2,45 30,6

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Existente 85,447 3,030 11,346 Gas Natural 2,45 30,8

G. Diesel Tumbes Nueva 1 Existente 8,036 7,000 0,217 Residual Nº 6 846,48 190,9

G. Diesel Tumbes Nueva 2 Existente 8,312 7,000 0,202 Residual Nº 6 846,48 177,9

Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (sin inyección de agua) Existente 156,106 4,118 9,877 Gas Natural 2,46 28,5

Turbo Gas Natural Ventanilla 4 (sin inyección de agua) Existente 152,797 4,200 10,112 Gas Natural 2,46 29,1

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional) Existente 231,244 3,050 6,798 Gas Natural 2,46 19,8

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (con fuego adicional) Existente 241,004 3,050 7,145 Gas Natural 2,46 20,7

Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (sin fuego adicional) Existente 220,108 3,111 6,763 Gas Natural 2,46 19,8

Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (con fuego adicional) Existente 231,799 3,111 7,038 Gas Natural 2,46 20,5

Turbo Gas Natural Chilca TG1 Existente 171,464 4,412 9,704 Gas Natural 2,41 27,8



Turbo Gas Natural Kallpa TG1 Existente 187,671 4,473 10,238 Gas Natural 2,41 29,2



Turbo Gas Natural Santa Rosa TG8 Existente 199,830 4,000 9,880 Gas Natural 2,55 29,2

Turbo Gas Natural Las Flores Existente 192,847 2,900 10,084 Gas Natural 2,70 30,1

Grupos Diesel Tarapoto Existente 12,000 6,800 0,224 Residual Nº 6 887,73 205,6

Grupos Diesel Bellavista Existente 3,200 6,800 0,265 Diesel Nº 2 1 291,89 348,8

Grupo Diesel Moyobamba Existente 2,000 6,800 0,270 Diesel Nº 2 1 291,89 355,1

Grupo Diesel Puerto Maldonado Existente 8,160 13,900 0,237 Diesel Nº 2 1 234,94 306,7

Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 Existente 4,316 10,056 0,233 Diesel Nº 2 1 264,48 304,5

Bellavista GD Existente 1,741 8,200 0,264 Diesel Nº 2 1 265,40 342,2

Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Existente 10,112 6,750 0,212 Mezcla2 R500,D2 864,84 190,5

Chilina Ciclo Combinado Existente 15,754 3,575 0,293 Diesel Nº 2 1 245,21 368,4

Chilina TV Nº 2 Existente 6,199 4,530 0,398 Residual Nº 500 822,56 331,9

Chilina TV Nº 3 Existente 10,205 4,220 0,403 Residual Nº 500 822,56 335,5

Mollendo I GD Existente 29,809 13,831 0,211 Residual Nº 500 813,08 185,1

I lo 1 TV Nº 2 Existente 0,000 1,934 0,000 Residual Nº 500 811,63 1,9

I lo 1 TV Nº 3 Existente 67,128 1,325 0,212 Vapor+Res Nº 500 737,76 157,7

I lo 1 TV Nº 4 Existente 61,431 1,231 0,298 Residual Nº 500 811,63 243,4

I lo 1 TG Nº 1 Existente 34,929 9,248 0,254 Diesel Nº 2 1 276,38 333,8

I lo 1 TG Nº 2 Existente 30,725 10,321 0,252 Diesel Nº 2 1 276,38 331,9

I lo 1 GD Nº 1 Existente 3,280 16,703 0,204 Diesel Nº 2 1 276,38 276,6

I lo 2 TV Carbón Nº 1 Existente 140,639 2,188 0,370 Carbón 125,89 48,7

Independencia GD - GN (Ex Calana GD) Existente 22,967 4,500 8,776 Gas Natural 2,48 26,2

Turbo Gas Natural Pisco con GN (ex Mollendo I I TG) Existente 70,663 5,000 12,278 Gas Natural 2,43 34,9

Turbo Gas Natural Santo Domingo Olleros Proyecto 197,600 2,720 10,557 Gas Natural 2,61 30,3

Turbo Gas Natural CC Kallpa Existente 857,414 2,500 6,877 Gas Natural 2,41 19,1

Turbo Gas Natural CC Fénix Proyecto 534,000 2,700 7,630 Gas Natural 2,58 22,4

Turbo Gas Natural CC Chilca I Existente 811,140 3,000 6,824 Gas Natural 2,41 19,5

Reserva Fría Talara Proyecto 183,000 4,000 0,236 Diesel Nº 2 1 219,40 292,2

Reserva Fría Puerto Eten Proyecto 219,000 4,000 0,246 Diesel Nº 2 1 226,30 305,2

Reserva Fría I lo Proyecto 460,000 4,000 0,247 Diesel Nº 2 1 276,38 319,4

Central de Emergencia Piura Existente 81,063 14,160 0,221 Diesel Nº 2 1 231,81 285,8

Turbo Gas Natural Oquendo TG1 Existente 30,311 2,690 10,172 Gas Natural 2,51 28,2

Turbo Gas Cogeneración de la Planta Etanol Existente 29,469 2,000 2,040 Bagazo+Follaje 0,00 2,0

Turbo Gas Tablazo Colan Existente 29,000 2,690 10,378 Gas Natural 1,50 18,3

Reserva Fría Pucallpa (4) Proyecto 40,000 14,061 0,221 Diesel Nº 2 1 409,50 324,9

Reserva Fría Pto. Maldonado (4) Proyecto 18,000 14,061 0,221 Diesel Nº 2 1 575,45 361,5

Quillabamba (4) Proyecto 200,000 5,000 10,402 Gas Natural 2,80 34,1

NOTAS

(*): Fuente: Fijación de Tarifas - Mayo 2012.

(1): Las unidades de consumo específico y precios para combustible Gas Natural están en MMBTU/MWh.

(2): Las unidades de consumo específico y precios de combustible líquidos y carbón estan en Ton/MWh.

(3): El precio de los combustibles Incluye fletes, tratamiento mecánico, químico y stock.

(4): Estimados.



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Final


Tabla 1.3 Datos de centrales térmicas.

Hidrología

Para la evaluación de la operación económica del sistema en el corto plazo, se ha utilizado

las series históricas de caudales de los afluentes en el período 1965-2009. Las series

hidrológicas para los proyectos de centrales hidroeléctricas se consideraron para el mismo

periodo.

Para las centrales que tienen restricciones prioritarias de riego y agua potable, se ha

considerado los caudales de riego y caudales de agua potable de manera determinística

considerándolos como restricciones del cálculo.

Se ajustó el volumen máximo del Lago Junín a 314,74 hm3 de acuerdo a la Resolución

Directoral N° 002-2012-ANA-DEPHM. También se consideró la Resolución Ministerial N° 149-

1998-AG acerca de los límites mínimos para el desembalse de este lago.

Líneas de transmisión

En cuanto a las líneas de interconexión entre las zonas Centro y Sur se ha considerado lo

siguiente:

L.T. Mantaro – Cotaruse - Socabaya de 220 kV: Con sus cuatro circuitos y sus cuatro

bancos de compensación serie, tiene una capacidad de transporte de 505 MVA

medidos en la S.E. Mantaro.

L.T. Chilca – Marcona – Ocoña – Montalvo de 500 kV: Tiene una capacidad de

transporte de 700 MVA. Además se considera que esta línea esta compensada al

65%.

De manera similar, para las líneas de interconexión entre las zonas Centro y Norte del SEIN

se ha considerado que:

L.T. Paramonga Nueva – Chimbote de 220 kV: Con sus dos circuitos tiene una

capacidad de transporte de 360 MVA.

L.T. Conococha – Kiman Ayllu de 220 kV: Con sus dos circuitos tiene una capacidad

de transporte de 360 MVA.

L.T. Carabayllo - Chimbote de 500 kV: Tiene una capacidad de transporte de 632

MVA.

Mantenimientos de unidades de generación



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Final


Para el caso de las centrales térmicas se ha tomado como referencia los registros históricos

de mantenimientos del año 2011, a partir de los cuales se ha considerado una

indisponibilidad de 8% (valor referido a la demanda) de los cuales aproximadamente el 3%

corresponde a indisponibilidad forzada y el 5% restante a una indisponibilidad programada

(mantenimiento).

En cuanto a los mantenimientos de las centrales de generación hidroeléctrica se ha

considerado el programa de mantenimientos que se utiliza en la programación de mediano

plazo del SEIN, cuyo horizonte es de un año. Este programa de mantenimientos ha sido

replicado en todos los años del horizonte de corto plazo.

Dentro de los mantenimientos de generación más importantes cabe indicar que se ha

considerado la indisponibilidad del complejo Mantaro en el mes de febrero, debido a la purga

de la presa Tablachaca. Asimismo se ha considerado la indisponibilidad de la unidad TGN4

de la C.T. Malacas en la totalidad del mismo mes. De la misma manera se ha considerado la

indisponibilidad de la C.T. Ilo 2; pero en un porcentaje de tiempo en los meses de abril y

mayo del periodo de evaluación.

Modelamiento de centrales RER

Los proyectos RER de tipo eólico, solar y de biomasa se modelan como centrales térmicas

con costos operativos de valor cero, con el fin de que tengan prioridad en el despacho.

Asimismo, se considera el despacho de dichas unidades con una potencia media, la cual se

determina con la Energía Adjudicada de cada proyecto, en la subasta correspondiente.

De acuerdo a los reportes de despacho de las centrales solares, la operación de dichas

centrales ocurre desde las 7:00 hasta las 17:00 horas, por lo que en el modelo se considera

que las centrales aportan energía al sistema solo en el bloque de media demanda.

Los proyectos hidroeléctricos RER han sido modelados como centrales térmicas; de la misma

forma que los demás proyectos RER, con excepción de algunas centrales hidroeléctricas, de

las cuales se disponía de información de los caudales históricos de los afluentes a la central.

En la Tabla 1.4 se indica los proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares y de biomasa,

adjudicados en la primera y segunda subasta RER. Todos ellos han sido considerados en las

simulaciones.



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Final


Tabla 1.4 Proyectos RER considerados en el modelo

Distribución de las cargas de Lima y en el Sur Medio

Se prevé que en el periodo de análisis del corto plazo, se incorporarán al SEIN nuevos

proyectos de transmisión de 220 kV (líneas y subestaciones), los cuales son el resultado del

Plan de Inversiones de Transmisión de las empresas distribuidoras aprobado por el

OSINERGMIN.

En el área de Lima y Sur medio estos proyectos tendrán como consecuencia la formación

nuevos anillos entre el nivel de 220 kV y el nivel de 60 kV.

Por otro lado, por simplicidad, en los modelos de análisis energético se ha omitido el

modelamiento en las redes de 60 kV, razón por la cual estas redes han sido modeladas como

Subasta

C.H. Chancay (Zapallal) 1era Lima 19,2 143,0 86% 16,5

C.H. Pucamarca 1era Lima 2,0 9,0 51% 1,0

C.H. Santa Cruz II 1era Ancash 6,5 33,0 66% 4,3

C.H. Santa Cruz I 1era Ancash 6,0 29,5 65% 3,9

C.H: Nueva Imperial 1era Lima 4,0 25,0 81% 3,2

C.H. Yanapampa 1era Lima 4,1 28,0 77% 3,2

C.H. Huasahuasi II 1era Junin 8,0 42,5 71% 5,6

C.H. Huasahuasi I 1era Junin 7,9 42,5 70% 5,5

C.H. Poechos 2 1era Piura 10,0 50,0 75% 7,5

C.H. Roncador 1era Lima 3,8 28,1 89% 3,4

C.H. La Joya 1era Arequipa 9,6 54,7 65% 6,2

C.H. Angel I 1era Puno 20,0 131,0 75% 15,0

C.H. Angel II 1era Puno 20,0 131,0 75% 15,0

C.H. Angel III 1era Puno 20,0 131,0 75% 15,0

C.H. Carhuaquero IV 1era Cajamarca 10,0 66,5 76% 7,6

C.H. Caña Brava 1era Cajamarca 6,0 21,5 41% 2,5

C.H. Las Pizarras 1era Cajamarca 18,0 85,0 67% 12,1

C.H. Canchayllo 2da Junin 3,7 25,2 77% 2,9

C.H. Huatziroki 2da Junin 11,1 72,3 75% 8,3

C.H. Manta 2da Ancash 19,8 127,5 74% 14,6

C.H. RenovAndes H1 2da Junin 20,0 150,0 90% 18,0

C.H. 8 de Agosto 2da Huanuco 19,0 140,0 90% 17,1

C.H. El Carmen 2da Huanuco 8,4 45,0 77% 6,4

C.H. Runatullo III 2da Junin 20,0 120,0 80% 16,0

Panamericana Solar (Ilo) 1era Tacna 20,0 50,7 29% 12,8

Majes Solar 1era Arequipa 20,0 37,6 21% 9,5

Reparticion Solar 1era Arequipa 20,0 37,4 21% 9,4

Tacna Solar 1era Tacna 20,0 47,2 27% 11,9

Moquegua FV 2da Moquegua 16,0 43,0 31% 4,9

Marcona 1era Ica 32,0 148,4 53% 16,9

Central Eolica Talara 1era Piura 30,0 119,7 46% 13,7

Central Eolica Cuspinique 1era La Libertad 80,0 303,0 43% 34,6

Parque Eolico Tres Hermanas 2da Ica 90,0 415,8 53% 47,5

Cogeneracion Paramonga 1era Lima 23,0 115,0 57% 13,1

Huaycoloro 1era Lima 4,0 28,3 81% 3,2

La Gringa V 2da Lima 2,0 14,0 80% 1,6

Pot. Media

MW

HIDROELECTRICAS

ENERGIA SOLAR

EÓLICAS

BIOMASA

PROYECTO UbicaciónPot. Efectiva

MW

Energia

GWh

Fator de

Planta



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Final


cargas en los puntos donde se conectan al resto del SEIN. Para este fin se distribuyó la carga

total tomando en cuenta el reparto porcentual de la demanda en las subestaciones

involucradas, resultado de un análisis de un flujo de carga, el cual considera la red anillada

de 60 kV.

Actualmente la demanda en el área de Lima está distribuida en las subestaciones de San

Juan, Balnearios, Santa Rosa, Chavarría, Barsi y Chillón. Asimismo, debido a la alta

concentración de la carga, las líneas de transmisión de 220 kV que interconectan algunas de

estas subestaciones operan congestionadas o al límite de su capacidad (Chilca – San Juan,

Ventanilla – Chavarría).

De acuerdo al Plan de Inversiones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas

Complementarios de Transmisión, aprobado por el OSINERGMIN para el periodo 2013 –

2017, en el área de Lima se prevé la construcción de las subestaciones Nueva Zapallal,

Nueva Huaral, Nueva Jicamarca, Industriales, Nueva Corpac, Nueva Colonial y Nueva Lurín.

Asimismo, en el área del Sur Medio se prevé la construcción de las subestaciones Nueva

Nazca y Nueva Chincha. Estas nuevas subestaciones aliviarán la carga de los

transformadores existentes en la zona de influencia respectiva. Por tanto, para el análisis

energético se realizan distribuciones de la carga del área de Lima y en el Sur medio en el

periodo de evaluación.

Con el ingreso de los transformadores de potencia en las subestaciones Nueva Zapallal,

Nueva Huaral y Nueva Colonial, estas operarán en anillo con las redes existentes entre las

subestaciones de Chillón y Chavarría, con lo cual se estima que el reparto de carga total de

estas subestaciones, se distribuirá del siguiente modo:

Tabla 1.5 Distribución de carga entre las barras Zapallal – Chillón – Chavarría.

Con la construcción de la S.E. Nueva Jicamarca, la cual se alimentará desde la S.E.

Carabayllo, se aliviará la carga de los transformadores existentes en la S.E. Santa Rosa. Se

estima que en el reparto de carga será del siguiente modo:

Subestación %

Chavarría 60%

Chillón 17%

Nueva Zapallal 9%

Nueva Huaral 3%

Nueva Colonial 11%



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Final


Tabla 1.6 Distribución de carga entre las barras Santa Rosa - Jicamarca.

Con la construcción de la S.E. Nueva Lurín, la cual se prevé que se conectará en un punto

intermedio de uno de los circuitos de la línea de 220 kV Chilca - San Juan, se aliviará la carga

de los transformadores en las SS.EE. San Juan y Chilca. Se estima que el reparto de carga

será del siguiente modo:

Tabla 1.7 Distribución de carga entre las SS.EE. San Juan, Chilca y Nueva Lurín

Con la construcción de la S.E. Nueva Corpac, la cual conectará con la S.E. Industriales a

través de una línea de 220 kV, se aliviará la carga de la S.E. Balnearios. Para considerar el

aporte de esta nueva subestación se ha considerado preliminarmente que el reparto de carga

en las subestaciones involucradas se presenta la proporción que se indica en la Tabla 1.8 y

con las cargas de Neyra y San Isidro:

Tabla 1.8 Distribución de carga entre las SS.EE. Balnearios y Nueva Corpac.

Con la construcción de la S.E. Nueva Nazca, la cual se prevé que se conectará en un punto

intermedio de la línea de 220 kV Ica – Marcona, se aliviará la carga del transformador de la

S.E. Marcona. Este alivio de carga se refiere sólo al reparto de la carga vegetativa, tal como

se indica en la Tabla 1.9 La carga industrial de Marcona se continúa alimentando de esta

subestación.

Subestación %

Santa Rosa 53%

Nueva Jicamarca 47%

Observación

En Santa Rosa: las cargas asociadas al reparto son Zarate,

Jicamarca y Canto Grande.

Subestación %

San Juan 58%

Chilca 21%

Nueva Lurín 21%

Subestación %

Nueva Corpac 50%

Balnearios 50%

Asume el 50% de las cargas de Neyra y San Isidro.

Observación

Subestación %

Nueva Nazca 74%

Marcona 26%

Observación

El reparto se realizó con la carga vegetativa de la S.E. Marcona.



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Final


Tabla 1.9 Distribución de carga entre las SS.EE. Marcona y Nueva Nazca.

Con la construcción de la S.E. Nueva Chincha, la cual se prevé que se conectará en un punto

intermedio de uno de los circuito de la línea de 220 kV Desierto – Independencia, se aliviará

la carga del transformador de la S.E. Independencia. Este alivio de carga se refiere sólo al

reparto de la carga vegetativa, tal como se indica en la Tabla 1.10.

Tabla 1.10 Distribución de carga entre las SS.EE. Independencia y Nueva Chincha.

A diferencia de las subestaciones anteriores, la subestación Industriales en el modelo

energético se modela con el detalle de las redes anilladas de 60 kV, debido a que las

subestaciones de 60 kV del área de influencia cuentan con un modelamiento que proviene de

los estudios de la Fijación de Precios en barra, motivo por el cual no se hace una distribución

de las cargas, sin embargo cabe resaltar que las cargas de las subestaciones Huachipa,

Puente e Ingenieros se han considerado alimentadas desde esta nueva subestación.

b) Diagnóstico Operativo de corto plazo (Análisis Eléctrico)

El diagnóstico de la operación del SEIN en el corto plazo (2015-2016) está conformado por

un conjunto de análisis orientados a obtener indicadores de comportamiento, que miden el

desempeño del equipamiento, la operación del sistema en estado estacionario, su

comportamiento dinámico y su fortaleza para enfrentar posibles fallas , considerando los

aspectos técnicos de congestión, regulación de tensión y seguridad de la red.

Este proceso del diagnóstico considera la operación, en estado estacionario, en condiciones

normales y en contingencias, cálculo de cortocircuito, la estabilidad angular (estabilidad

transitoria y permanente), así como verificaciones de estabilidad de tensión.

Operación en Estado Estacionario en Condiciones Normales

Las simulaciones de flujo de potencia en condiciones normales de operación se realizan en

condiciones de demanda máxima, media y mínima, en los períodos hidrológicos de avenida y

estiaje; y en la máxima demanda anual. Este análisis se orienta a verificar el cumplimiento de

los criterios de operación, por lo tanto será necesario observar:

Subestación %

Nueva Chincha 32%

Independencia 68%

Observación

El reparto se realizó con la carga vegetativa de la S.E.

Independencia



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Final


El flujo de potencia en líneas del sistema troncal (500 kV, 220 kV, 138 kV), para

cuantificar el intercambio de potencia activa entre zonas del SEIN, así como las

sobrecargas en líneas.

El perfil de tensiones del sistema troncal para identificar áreas con problemas de

control de tensiones y requerimientos de compensación reactiva, etc.

Potencia activa y reactiva de las centrales de generación.

Margen de operación de los equipos estáticos de compensación de potencia reactiva.

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

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

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

tensión operación.

No se permiten sobrecargas en líneas. El nivel de carga de las líneas estará de

acuerdo con sus capacidades nominales de operación normal.

Los compensadores estáticos deben operar cerca de la condición de “cero generación

o absorción de potencia reactiva”, de manera que tengan margen de actuación para

los casos de contingencia.

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

Operación en Estado Estacionario en Contingencia

Con el fin de identificar la importancia de determinados enlaces de transmisión y/o eventuales

refuerzos de transmisión (líneas de transmisión y equipos de compensación reactiva),

necesarios para cumplir con los criterios de operación, se analizan las contingencias de

líneas de transmisión y unidades de generación que tengan un impacto importante sobre el

sistema.

Los criterios técnicos de desempeño del sistema para condiciones de contingencia se

describen a continuación.

Las tensiones en las barras de 220 kV y 500 kV no deben ser inferiores a 0,9 p.u. ni

superiores a 1,1 p.u. Para las barras de 138 kV y tensiones menores, no deben ser

inferiores a 0,9 p.u. ni superiores a 1,05 p.u.

No se permiten sobrecargas en el sistema.

Cálculos de Cortocircuito

Se calculan los valores de los niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico.



27/02/2013

Final


Criterio:

Los cálculos de los valores de niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico,

se realizan según la norma IEC60909 “Short-Circuit Currents in Three-Phase A.C.”.

Análisis de Estabilidad de Tensión

La estabilidad de tensión en los análisis de corto plazo tiene como objetivo poner en

evidencia la fortaleza o la debilidad de las barras de las subestaciones del sistema troncal de

transmisión o las zonas del SEIN, ante incrementos de demanda en las cargas asociadas, en

condiciones normales. Este análisis se denomina Cargabilidad y está representado por la

curva P-V de las barras o zonas de carga.

Si bien es cierto que la estabilidad de tensión consiste en encontrar los márgenes de potencia

activa y reactiva que tiene una determinada barra de carga o un área para alcanzar el

colapso de tensión, desde el punto de vista práctico, se considera que un área ingresa a la

zona de inestabilidad de tensión por aumento de la demanda o por deterioro de la fortaleza

del área (disminución de la potencia de cortocircuito), cuando las tensiones lleguen a valores

que caracterizan el estado de emergencia o si las tensiones ingresan al sector de mayor

pendiente en la curva P-V.

Asimismo, se calcula los factores de sensibilidad de las barras del sistema troncal del SEIN,

para establecer su dependencia ante cambios de potencia activa y reactiva de las cargas. En

ese sentido, para efectos de evaluar la estabilidad de tensión e identificar enlaces de refuerzo

o la ubicación de equipos de compensación reactiva, se utilizan los factores de sensibilidad

dV/dQ. También se evalúan los factores de sensibilidad dV/dP, que indican cuales son las

barras de carga en las cuales un corte de carga tiene mayor efecto sobre la tensión de una

barra o zona de carga.

Los criterios a utilizar son:

Se considerará que un área con barras de carga alcanza la inestabilidad de tensión

cuando, por aumento de la demanda, las tensiones llegan a valores cercanos a 0.95

p.u. (el cual es el límite utilizado en este estudio para entrar al estado de emergencia)

o se ingrese al sector de mayor pendiente en la curva PV.

Para efectos de evaluar la estabilidad de tensión en barras de paso en zonas del

SEIN, se considerará que ante un incremento de la demanda la tensión en barras de

paso del sistema troncal no debe ser inferior a 0,90 p.u. o se ingrese al sector de

mayor pendiente en la curva PV.



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Final


Análisis de estabilidad permanente

La estabilidad permanente se evalúa considerando las condiciones de operación en estado

estacionario en condiciones normales y en contingencia.

Mediante la técnica de Análisis Modal se calculan los modos electromecánicos de oscilación

del SEIN, para identificar los modos interárea críticos con bajo nivel de amortiguamiento.

La identificación de la evolución de los modos de oscilación interárea del sistema, mediante

el análisis modal provee las herramientas para conocer si éstos representan algún peligro de

inestabilidad para la operación del sistema en estado estacionario. De ser así, se podrá

concluir sobre la necesidad de modificar el ajuste de los PSS (Power System Stabilizer) de

las unidades involucradas en dicho modo, el ajuste de los POD (Power Oscillation Damping)

de los SVC (Static Var Compensator) de alguna zona en particular, o, si es necesario adoptar

alguna otra medida de mitigación, como la instalación de algún FACTS (Flexible Alternating

Current Transmission System) con función de amortiguamiento, etc.

El efecto de los controladores posee una relación directa en el desempeño de la estabilidad

permanente del sistema, es decir controladores ajustados apropiadamente tendrán una

respuesta positiva en el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas. En ese

sentido, para los escenarios de corto plazo se utiliza el modelo dinámico del SEIN con y sin

efecto de los controladores.

Los criterios a utilizar son:

En los análisis de corto plazo el amortiguamiento de los modos interárea del SEIN en

toda condición normal de operación (N o Red Completa) no debe ser menor al 4%.

Para condiciones de operación en contingencia (N-1) el amortiguamiento en post-falla

debe ser positivo, y en lo posible mayor al 2%.

Análisis de estabilidad transitoria

Luego de seleccionar enlaces troncales críticos del SEIN en las zonas Norte, Centro y Sur, se

simula el comportamiento transitorio del SEIN ante grandes perturbaciones, fallas factibles de

ocurrir. Mediante este análisis se obtiene el comportamiento transitorio del sistema, desde el

instante en que ocurre la falla hasta el momento en el que el sistema asume otra condición

de operación, que puede ser un nuevo punto de equilibrio (estable) o si se produce la pérdida

de sincronismo parcial o total del sistema (inestabilidad).



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Final


Los análisis de estabilidad transitoria de corto plazo son realizados considerando, además de

la dinámica de las máquinas, el efecto de los controladores (reguladores de tensión,

velocidad y PSS). El tiempo de simulación es de 10 s o el tiempo requerido para observar la

extinción total de las oscilaciones. Sin embargo, cuando la dinámica de algunas variables lo

requiera por ser de mayor lentitud, como en el caso del comportamiento de la frecuencia, el

tiempo de simulación se extiende por encima de 30 segundos.

Los criterios de desempeño señalados en la Norma son los siguientes:

Criterio Valor Adoptado

Verificación por Estabilidad Transitoria

Falla Trifásica Sólida.

Verificación por Estabilidad Transitoria.

Si es inestable, Falla monofásica con

recierre exitoso.

Sistema debe ser estable ante apertura en

6 ciclos.

Sistema debe ser estable ante apertura

no mayor a 6 ciclos para Extra y Muy Alta

Tensión, y no mayor a 8 ciclos para Alta

Tensión; con recierre 500 ms.

Dado que en el sistema se tienen líneas con doble circuito, y que en condiciones de falla

muchas veces han salido fuera de servicio ambos circuitos (por ejemplo la línea Mantaro –

Cotaruse – Socabaya), se considera criterios adicionales para reflejar esta situación en el

sistema, los cuales se describen a continuación:

El sistema debe permanecer estable luego de una falla trifásica en los circuitos de las

líneas de 220 kV o de 500 kV del Sistema de Transmisión con despeje de la falla por

operación normal de la protección principal y apertura trifásica en 100 ms para toda la

línea en conjunto.

De resultar inestable, se considerará el evento anterior sólo para uno de los circuitos.

En caso la simulación anterior resultará inestable, el sistema deberá permanecer

estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos de 220 kV o de 500

kV, con despeje de la falla por operación normal de la protección principal (100 ms) y

recierre exitoso de la fase afectada. El tiempo muerto de recierre es de al menos 500

ms y 800 ms para 220 kV y 500 kV, respectivamente.

Una vez despejada la falla, la tensión en barras adyacentes a la zona fallada, no debe

permanecer por debajo de 0,80 p.u. por más de 500 ms. Asimismo, se considera

estable si las oscilaciones de los ángulos de los rotores, flujos de potencia y tensiones

del sistema, son amortiguadas.



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Final


Luego de haber alcanzado la condición final de operación después de la contingencia,

se acepta una sobrecarga de hasta el 20% en las demás líneas del sistema troncal y

que las tensiones en las barras estén en el rango de 0,90 a 1,10 p.u.

La generación o absorción de potencia reactiva de las unidades de generación podrá

transitoriamente exceder los límites de capacidad de régimen permanente. El objetivo

es evitar sobrecargas sostenidas que puedan sacar de operación las unidades de

generación.

1.5.2 Criterios y metodología para el diagnóstico de largo plazo

a) Diagnóstico de la operación económica basado en incertidumbre (análisis

energético)

El diagnóstico de la operación económica de largo plazo tiene por objetivo identificar las

restricciones y condiciones de operación no económicas debidas a las redes de transmisión.

Este diagnóstico se hace de manera intensiva, considerando tres bloques horarios, durante

doce meses y dos años de corte: 2020 y 2024.

A diferencia del diagnóstico de corto plazo, en el diagnóstico de largo plazo, se utiliza un

enfoque basado en incertidumbres, siendo estas: la demanda, la oferta y la hidrología. Se

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

variar en un rango amplio pero acotado. En ese sentido, se debe explorar el comportamiento

del sistema de transmisión en el mencionado rango, con la finalidad de identificar los

problemas que puedan presentarse, categorizándolos según sean comunes a todo el rango,

se presenten entre ciertos valores o estén asociados a algún punto particular del mismo.

Luego de la introducción previa, se puede indicar que el diagnóstico de la operación

económica de largo plazo seguirá las siguientes etapas:

Definición de futuros

Simulación de la operación económica

Identificación de congestiones (HDN y MFI)

Análisis de Energía no Servida

Cada uno de estas etapas se detalla a continuación.

Definición de futuros

Las incertidumbres son variables sobre las que no se tiene control, sin embargo presentan

valores dentro de un rango amplio pero acotado. Cualquier valor puntual dentro de dicho



27/02/2013

Final


rango se define como un “futuro” de dicha incertidumbre. Considerando que interesa analizar

el comportamiento del sistema dentro del rango mencionado, es necesario definir “futuros”

representativos del mismo, de manera que los resultados del estudio del sistema en ellos

circunscriban los resultados que se esperarían en caso de estudiar todo el rango. Estos

“futuros” representativos reciben el nombre de “nudos”.

En esta actividad de definición de futuros y nudos se cuenta con la experiencia de los

estudios del Primer Plan de Transmisión y la Actualización del Plan de Transmisión. En

dichos estudios se plantearon futuros de demanda con valores extremos y medio,

sensibilizados por zonas, para luego plantear futuros de oferta, diferenciados por tipo de

fuente primaria y ubicación, asociados a los primeros. Completando el universo de

posibilidades, se consideraron valores extremos y medio para la hidrología y los costos de

combustible. Cada uno de los futuros definidos es un nudo, y las combinaciones de ellos

también son nudos.

Considerando el antecedente indicado, en el presente estudio se replicarán los criterios

utilizados previamente, a los cuales se ha añadido una sensibilidad adicional de desarrollo de

generación priorizado por áreas, lo cual es una gran mejora en la formulación de escenarios,

pues permite analizar un mayor número de ellos.

En el diagnóstico solo se considerarán las incertidumbres de demanda, oferta e hidrología.

Para efectos del ID el precio de los combustibles no será considerado como incertidumbre,

puesto que no tiene mayor efecto en los análisis. Sin embargo, esta incertidumbre si será

considerada en el estudio de Actualización del Plan de Transmisión, Periodo 2015-2024, que

es el estudio que sigue al presente ID.

-Futuros de demanda

Para definir los futuros de demanda se utiliza como insumo las proyecciones de demanda

base, optimista y pesimista globales, las cuales son combinadas por zonas para definir cuatro

futuros extremos o nudos: 1) Optimista Norte-Sur, 2) Medio, 3) Optimista Centro y 4)

Pesimista. Los futuros 1 y 3 consideran hipótesis de crecimiento diferentes entre zonas,

mientras que los futuros 2 y 4 consideran hipótesis de crecimiento comunes para todas las

zonas. Para el presente estudio de diagnóstico, solo se estudian estos futuros, mientras que

para el estudio posterior de actualización del Plan de Transmisión también se estudiarán

futuros que son el resultado de la interpolación de los mencionados.

-Futuros de oferta



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Final


Estos futuros se definen bajo la condición de que la oferta sea superior a la demanda más un

margen de reserva. Este último valor dependerá de la participación que tengan los recursos

renovables (hidráulico, eólico, solar, biomasa, etc.) en el futuro de oferta en definición.

Dentro de la incertidumbre de la oferta existen cuatro sub-variables que serán consideradas:

El estado de maduración del proyecto, el tipo de recurso (renovable/no-renovable), el

desarrollo de grandes Centrales (base/desarrollo-del-oriente/desarrollo-del-norte) y la

ubicación (Centro, Norte y Sur). Considerando las sub-variables indicadas, para cada futuro

de demanda teóricamente se tendrían dieciocho futuros de oferta (1 x 2 x 3 x 3), sin embargo

se debe tener en cuenta que algunas de las combinaciones no son factibles, por lo que el

número de futuros de oferta será menor.

Es lógico que para los futuros de demanda optimista se desarrollen todos los futuros de

generación indicados, pues la magnitud de la demanda es coherente con el desarrollo de

grandes centrales hidroeléctricas en el oriente o el norte del país. Por otro lado, no tendría

sentido considerar todos los futuros de generación para el caso de demanda pesimista ni

media. Se definió que existirán dos futuros de oferta base: uno con mayor oferta renovable

(B) y otro con mayor oferta térmica (A). Para el primero de los casos se buscará que la oferta

renovable sea mayor al 60% de la oferta total, mientras que para el segundo caso se buscará

que la oferta térmica sea mayor al 60% del total.

Para establecer un margen de reserva adecuado, se debe tener en cuenta que los recursos

de generación renovables son más inciertos y menos controlables que los térmicos, y por lo

tanto en los futuros con mayor oferta renovables se deberá considerar un margen de reserva

mayor. Considerando los anterior para los futuros tipo A se definió una reserva mayor del

20% y para futuros de tipo B una reserva mayor a 30%.

Para definir los futuros de oferta para un futuro de demanda en particular se sigue el

siguiente procedimiento: en primer lugar se consideran los proyectos de generación del Plan

de Obras como proyectos comprometidos o que se encuentran en implementación, luego se

va agregando proyectos de generación del largo plazo (ver numeral 3.1), en el orden de su

estado de maduración, y según el tipo de recurso (renovable/no-renovable), hasta que la

oferta sea mayor a la demanda más el margen de reserva correspondiente. Este

procedimiento se realiza dos veces para obtener un futuro con mayor oferta renovable y otro

futuro con mayor oferta térmica.

A partir del futuro de generación con mayor oferta renovable, reemplazamos parte de la

generación hidráulica, partiendo por los proyectos más lejanos en el tiempo, por proyectos de



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Final


generación en el oriente y luego en el norte, con lo cual se obtienen dos futuros de oferta

más, relacionados al mismo futuro de demanda. Un procedimiento similar se sigue para el

futuro de generación con mayor oferta térmica, con lo que se obtienen dos futuros de

generación más.

Adicionalmente se repite todo el proceso con la diferencia de que al momento de ir

agregando los proyectos de generación, esta vez se priorizan los proyectos por zonas, una

priorizando la zona Centro y otra priorizando las zonas Norte y Sur. Con esto último, el

número de futuros de generación se duplica.

-Futuros de hidrología

En este caso se considerarán tres futuros que representen las condiciones hidrológicas

húmeda, promedio y seca en el SEIN. Cada uno de estos futuros corresponderá a una serie

hidrológica histórica de cuatro años consecutivos.

El procedimiento para elegir estas series, es llevar a cabo simulaciones en PERSEO para un

periodo de estudio de cuatro años, y escoger las series hidrológicas que den como resultado

costos de operación mínimo y máximo, que corresponderán a las series hidrológicas húmeda

y seca, respectivamente. La serie hidrológica promedio se escoge como aquella que

corresponde al costo de operación que es la mediana de todos los costos de operación.

Considerando que para la Actualización del Plan de Transmisión se definieron futuros de

hidrología con el criterio indicado, para el presente estudio se utilizarán los mismos futuros de

hidrología definidos en la Actualización del PT ya que se obtuvieron los mismos resultados

con los datos actualizados de la fijación tarifaria de mayo de 2012.

Nudos de demanda – oferta – hidrología

Los futuros definidos para la demanda representan valores extremos de esa incertidumbre,

en ese sentido se considera que estos futuros también son nudos. La misma afirmación se

puede hacer para el caso de la oferta, en la cual se considerarán los valores extremos de

cada sub-variable considerada, y en el caso de la hidrología. En lo que resta del informe se

utiliza los términos “caso” y “escenario” alternativamente al término “nudo”.

La combinación de los nudos de demanda y de oferta ya fue explicada en la parte “futuros de

oferta”, y se resume a que los últimos son, hasta cierto punto, función de los primeros. Por

otro lado, la hidrología es independiente de las dos incertidumbres anteriores, por lo que

todas las posibilidades de su combinación con la combinación de las dos anteriores son

factibles.



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Final


Todo el proceso de definición de futuros y nudos explicado hasta ahora corresponde a un año

en particular. Este proceso se repite para cada uno de los años de corte del estudio: 2020 y

2024.

Simulación de la operación económica

Para la simulación de la operación económica se utiliza el modelo PERSEO. Cada simulación

ejecutada en PERSEO corresponde a un año de corte y a un nudo Demanda-Oferta-

Hidrología. Se simula un periodo de cuatro años, todos con una demanda idéntica,

correspondiente al año en estudio (2020 ó 2024).

Identificación de congestiones

Para la identificación de congestiones se realiza las simulaciones sin considerar los límites de

las líneas de transmisión. Solamente se usa los resultados del segundo año de simulación,

esto con el objetivo de minimizar los efectos que puedan tener las consideraciones

particulares del modelo PERSEO para los niveles de los embalses al inicio y al final del

periodo de simulación.

Los flujos en las líneas son comparados con las capacidades de estás y se identifican los

casos en los que existen sobrecargas. Para la mayor de las sobrecargas se calcula el factor

de utilización de la línea y se usa como valor representativo de la sobrecarga. Asimismo, se

suman las duraciones de todos los bloques en los que hay sobrecarga, siendo el valor

resultante las horas de congestión.

Para un año de corte se analiza si las sobrecargas detectadas corresponden solo a ciertas

condiciones de demanda, oferta o hidrología, a ciertas combinaciones de estas o, en el

extremo, son comunes a todas las combinaciones. Las sobrecargas que sean de mayor

magnitud y/o sean comunes a mayor cantidad de condiciones operativas y/o a mayor

cantidad de simulaciones, son consideradas de mayor importancia.

El procedimiento descrito corresponde a un año de corte particular, por lo que tiene que

llevarse a cabo para todos los años de corte. De esta manera se puede analizar si las

congestiones detectadas en un año en particular, asociadas a las condiciones operativas y a

las incertidumbres indicadas, se mantienen en el tiempo, se mitigan o se acentúan.

Las congestiones son caracterizadas mediante dos índices: los MWh de Flujos Interrumpidos

(MFI) y las horas de congestión (HDN). Estos índices dan una idea clara de la magnitud y la

duración de la congestión.



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Final


Para una misma línea de transmisión se calculan los índices mencionados para las diferentes

simulaciones, y se analiza cómo están relacionadas las congestiones con los futuros de

demanda, oferta e hidrología. Asimismo, teniendo los resultados para todas las líneas de

transmisión, se priorizarán las líneas que presenten los mayores índices de congestión.

Energía no servida

Para calcular la energía no servida (ENS) se utiliza las simulaciones considerando los límites

de las líneas de transmisión. La ENS se calcula por barra sumando las ENS para todo el

periodo de simulación. A diferencia del análisis de congestiones, en el presente análisis se

utiliza todo el periodo de simulación pues se considera que, al ser la ENS un valor

acumulado, se atenúan los efectos que puedan tener las consideraciones particulares del

modelo PERSEO para los niveles de los embalses al inicio y al final del periodo de

simulación.

Para un año de corte se analiza si la ENS en barras detectadas corresponde solo a ciertas

condiciones de demanda, oferta o hidrología, a ciertas combinaciones de estas o, en el

extremo, son comunes a todas las combinaciones. Las sobrecargas que sean de mayor

magnitud y/o sean comunes a mayor cantidad de condiciones operativas y/o a mayor

cantidad de simulaciones, son consideradas de mayor importancia.

El procedimiento descrito corresponde a un año de corte particular, por lo que tiene que

llevarse a cabo para todos los años de corte. De esta manera podremos analizar si las

congestiones detectadas en un año en particular, asociadas a las condiciones operativas y a

las incertidumbres indicadas, se mantienen en el tiempo, se mitigan o se acentúan.

Todos los casos simulados tienen suficiente oferta de generación para abastecer la

demanda. En ese sentido toda la ENS detectada es atribuida a la falta de capacidad de

transmisión.

Los resultados de ENS para las diferentes simulaciones son analizados en cuanto a su

relación con los futuros de demanda, oferta e hidrología. Asimismo, teniendo los resultados

para todas las barras del sistema troncal, se priorizarán aquellas que presenten los mayores

índices de congestión.

Disponibilidad de gas natural

Considerando el horizonte de largo plazo y que el objetivo del estudio es planificar la

transmisión:



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Final


Se considera que no existen restricciones para abastecer de gas natural a las plantas

de generación ubicadas en Lima, así como en las zonas Norte y Sur del país, a las

cuales llegarán los gasoductos correspondientes.

b) Criterios y metodología para el diagnóstico operativo de largo plazo (análisis

eléctrico)

Para el diagnóstico general de la operación del SEIN en el largo plazo (2018-2024) se utiliza

la red empleada en el diagnóstico de corto plazo, con la particularidad que los incrementos de

las cargas de los años posteriores a 2016 se colocan en los nodos de la red troncal (nodos

de 220 kV o 138 kV) más cercanos, de tal manera que se manifieste el estrés que sufre la red

troncal por el incremento de la demanda, pero no se sobrecarguen las redes de distribución y

afecten sus niveles de tensión, considerando que estos temas están dentro del ámbito de los

planes de inversión de las empresas distribuidoras.

A este modelo, se añaden los proyectos del Plan Vinculante y el Plan de Largo Plazo

definidos para el período 2013–2022 de la Actualización del Plan de Transmisión.

En el análisis de largo plazo, se conserva en lo básico el enfoque del corto plazo, En ese

sentido, el estudio para el largo plazo también se compone de: el análisis de la operación en

estado estacionario en condiciones normales y en contingencia, el cálculo de los niveles

cortocircuito y el análisis de estabilidad transitoria.

Operación en estado estacionario en condiciones normales

Se analiza la operación en estado estacionario del SEIN en el largo plazo, en condiciones

normales y en los escenarios de máxima, media y mínima demanda, para los períodos

hidrológicos de avenida y estiaje. Los análisis se orientan básicamente a verificar el

cumplimiento de los mismos criterios de operación descritos para el corto plazo.

En ese sentido, el análisis de la máxima demanda permite identificar problemas de

sobrecargas, necesidad de equipos de compensación reactiva del tipo capacitivo (bancos de

capacitores, SVC, etc.). Mientras que con las simulaciones de mínima demanda se puede

identificar las zonas del sistema que requieran compensación reactiva inductiva (reactores).

Cálculos de cortocircuito

Este análisis permite evidenciar de niveles de corriente de cortocircuito en los equipos, así

tener presente futuras ampliaciones o reducción de estas corrientes de cortocircuito con el

uso de reactores serie.



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Final


Se utiliza los mismos criterios del diagnóstico de corto plazo.

Análisis de estabilidad transitoria

Para el planeamiento de largo plazo este análisis se realiza considerando solamente la

respuesta natural del sistema (sin controladores) y las simulaciones pueden ser realizadas

hasta los 6 s.

Se utiliza los mismos criterios del diagnóstico de corto plazo.

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