ANEXO D Capacidad de Transferencia Térmica por el Enlace Centro-Sur

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ANEXO D – Capacidad de Transferencia Térmica por el

Enlace Centro-Sur

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Worst Case Steady-State Thermal Rating (Noon & LowWind) for Mantaro-Socabaya 220 kV OHTL for Amb.Temp.= 10C

Conductor Name Starling 716 kcmil ACSR 26/7

Conductor Outside Diameter (inches) 1.0500

Conductor AC Resistance at 25 degrees Celsius (ohms/foot) 2.502E-05 Conductor AC Resistance at 75 degrees Celsius (ohms/foot) 2.991E-05

Maximum Allowable Conductor Temperature (degrees Celsius) 70

Conductor AC Resistance at Maximum Temperature (ohms/foot) 2.942E-05

Ambient Air Temperature (degrees Celsius) 10

Air Film Temperature (degrees Celsius) 40

Line Altitude above Sea Level (feet) 7500

µf - Air Viscosity (lb/ft·h) at Air Film Temperature 0.046142954

ρf - Air Density (lb/ft3) at Air Film Temperature 0.053207839

kf - Air Thermal Conductivity (W/ft·ºC) at Air Film Temperature 0.008297407

Wind speed (ft/s) 2.0

Wind speed (ft/h) 7200.0

qcn - Cooling by natural convection (W/ft) 11.307

qc1 - Cooling by forced convection (W/ft) 21.179

qc - Highest Value between qcn, qc1 and qc2 21.179

ε - Conductor Emissivity 0.50

qr - Cooling by radiation (W/ft) 5.381

α - Conductor Solar Absorptivity 0.50

Zl - Line Azimuth (geometrical degrees) [Worst Case is East-West Direction=90deg] 90.0

Line Latitude (geometrical degrees with respect to equator) 20.0

Hc - Solar Altitude at Noon (geometrical degrees)[valid latitude range 20-70 degrees] 87.010396 Zc - Solar Azimuth at Noon (180 geom.degrees)[valid latitude range 20-70 degrees] 180.0

Qs - Solar Heat Flux (W/ft2) in Clear Atmosphere (Worst Case) 116.0153681

qs - Heating by solar input (W/ft2) 5.076

Conductor Rating (amperes) 854.5

Conductors per Phase 2.0

Circuit Voltage (kV) 220.0

Thermal Rating per Circuit (MVA) 651.22

Number of Circuits per Line 2.00

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Note: BLUE(taken from Conductor Tables); BLACK (Informed by the User) RED (Calculation Results)

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1 Estudio de Análisis de Riesgo

Sustento del Anexo C

Capacidad Térmica de Líneas

Sustento Anexo C-2 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

How Does Electrical Current Affect a Transmission Line?

The flow of current in a line heats the conductors causing

undesirable high temperature effects: − Increased sag

− Loss of mechanical strength by annealing of the aluminum

Minimum electrical clearance Max sag

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2 Sustento Anexo C-3 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D e si g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

A Line’s “Thermal Rating”

The maximum amps or

MVA that a line can handle without violating the maximum allowable conductor temperature

− The max allowable conductor temp is based on either sag or annealing limits. Sustento Anexo C-4 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

What are the Major Factors that Influence an Overhead Line’s Rating?

____________________ ____________________ ____________________

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3 Sustento Anexo C-5 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D e si g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007 Radiation Cooling Wind Cooling Solar Heating Internal Heating Due to Line Current

Q

_solar

+I

2

_{R = Q}

convection

+Q

radiation

Heat in = Heat out

How to Calculate Rating

Reorganized version of

“Heat in = Heat out” equation:

R

Q

I

_rating

=

convection

+

radiation

−

solar

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Heat Loss by Convection

Mainly depends on:

− wind speed

− wind direction

− conductor temperature rise above air temperature (Tc – Ta)

Minor parameters include conductor diameter(D), air

viscosity(µ), air density(ρ), and air thermal conductivity(κ)

(which in turn depend on elevation, absolute air and conductor temperature). In typical wind conditions, convection is usually 3 to 4

times the radiated heat loss.

Natural convection occurs in still air, while wind causes forced convection. Sustento Anexo C-8 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

Q

_cN

= f [(T

_c

-T

_a

), D, ρ

_air

]

Natural Convection (still air)

Heat Loss by Convection

Q

_cF

= f [V

_w

, (T

_c

-T

_a

), D, ρ

_air

, µ

_air

, κ

_air

]

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Line Rating vs. Wind

Consider Drake conductor (about 1” diameter)

Wind speed Line Rating

2 ft/s (1.4 mph) crosswise 900amps 4 ft/s (2.7 mph) crosswise 1060amps 6 ft/s (4.1 mph) crosswise 1190amps Wind direction Line Rating

6 ft/s crosswise 1190amps 6 ft/s at 45 deg 1106amps 6 ft/s parallel 770amps Sustento Anexo C-10 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

Line Rating vs. Air Temperature

Consider Drake conductor (about 1” diameter)

Air Temp Line Rating

40 C (104 F) 900amps

35 C (95 F) 950amps

30 C (86 F) 1000amps

Air Temperature influences the heat loss by Convection and Radiation

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Heat Loss by Radiation

The Stefan-Boltzmann Law is the basis for energy lost

due to radiation:

Where

T - the surface temperature, °K A - the surface area, m2

ε - the emissivity of the surface, 0 - 1 σ - Stefan’s constant, 5.6703x10-8_W/m2_·K4

)

W

(

T

A

q

4 r

=

σ

⋅

ε

⋅

Heat Loss by Radiation

The net radiated heat loss from a conductor is

Where

Ta- ambient temperature, °K

T_c- conductor surface temperature, °K d - conductor diameter, m

σ - Stefan’s constant, 5.6703x10-8_W/m2_·K4

ε - emissivity of the surface, 0 - 1

ε ≈ 0.2 for new conductors ε ≈ 0.9 for weathered conductors

ε = 0.5 typically used for unknown conductors

)

/

(

)

(

T

4

T

4

W

m

d

Q

_r

=

σ

⋅

ε

⋅

π

⋅

_c

−

_a

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Solar Heat Gain

Solar radiation typically raises the conductor temperature 5° to 10°C above the air

temperature. Worst case rise is about 20°C .

The direct sunlight, clear sky value can be

calculated based on the position of the sun (time of day, time of year, latitude), elevation, conductor orientation, and conductor

absorptivity.

Can be measured in real-time by a solar

pyranometer. Sustento Anexo C-14 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

Solar Heat Gain

]

,

[

α

diam

qsun

θ

f

Qs

=

ty

absorptivi

solar

−

α

)

(W/ft

flux

heat

sky

and

solar

-

2

qsun

azimuth line and azimuth solar altitude, solar latitude, of function -θ

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Line Rating vs. Sun

Consider Drake conductor (about 1” diameter) Line Rating

Summer Noon: 900amps

Night or overcast: 980amps

Note: Excerpts taken from Southwire Overhead Conductor Manual

Emissivity and Absorptivity Increase as Line Ages

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Rating Calculation Algorithms

Several programs use the “heat in = heat out” balance

method and all calculate similar conductor temperature and ratings:

− IEEE 738 is most common

− EPRI’s DYNAMP program

− CIGRE (International Conference on Large High Voltage Electric Systems) Sustento Anexo C-18 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

Transient Thermal Ratings

Transient Thermal Ratings (also called limited-time or

emergency ratings) can be calculated for limited duration currents.

Transient ratings make use of the conductor thermal time

constant (between 5 and 20 minutes).

Each rating has associated with it:

− The rating duration

− The initial conductor temperature

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Transient Thermal Rating Example

Consider Drake conductor (about 1” diameter) with a maximum allowable temperature of 90 C.

Rating Duration Line Rating Indefinite (Normal Rating) 900amps

4 hour 900amps 15 minute 1130amps 5 minute 1714amps Sustento Anexo C-20 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007

Applying Dynamic Thermal Rating Monitoring

Line Rating Distribution

(1 year of data, Drake conductor)

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 500 1000 1500 2000 2500 3000

Line Rating (amps)

Occurrences 920 amp static rating (based on "worst case" weather assumptions)

Actual Line Ratings over 1 year

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Actual Line Rating Over Time

0

200

400

600

800 1000

1200

1400

2 Weeks

Amps

0 20 40 60 80 100 120 140 ft/s and deg C Static Rating

Actual Rating match ip.xls

Air Temp Wind speed Sustento Anexo C-22 Ov e rh e ad T ran sm issio n L in e D esi g n © 2005 S iem en s P T I Ju n e 2007 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 00: 00 01: 00 02: 00 03: 00 04: 00 05: 00 06: 00 07: 00 08: 00 09: 00 10: 00 11: 00 12: 00 13: 00 14: 00 15: 00 16: 00 17: 00 18: 00 19: 00 20: 00 21: 01 22: 01 23: 01 time of day Amps SDGE normal rating=1694 amps sd_sep97.xls

Actual Line Rating vs. Time of Day

Normal Rating = 1694 amps (A datapoint is plotted every 10 minutes for 1 month) Day-time rating is

much higher than static rating

(21)

Dynamic Line Rating Techniques

Weather monitoring

Tension monitoring

Sag monitoring

Line temperature monitoring

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Pág. 126

(23)

EMPRESAS GENERACIÓN GENERACIÓN TOTAL SINAC SINAC

HIDRÁULICA TÉRMICA DIA: 19/12/2006 DIA: 20/12/2005 2006/2005 MWh MWh MWh HORA: 19:45 HORA: 19:45 % ELECTROPERÚ 7288657.22 116145.24 7404802.46 902.78 881.80 2.38 Mantaro 5532247.47 5532247.47 655.39 640.32 Restitución 1756409.75 1756409.75 213.73 209.85 Tumbes 42377.94 42377.94 15.96 8.18 Yarinacocha 73767.31 73767.31 17.69 23.44 CAHUA 497010.15 5868.47 502878.62 84.91 77.71 9.26 Cahua/Pariac 309046.04 309046.04 43.99 48.10 Arcata 35648.78 35648.78 0.23 2.67 Gallito Ciego 152315.33 152315.33 31.40 26.94 Pacasmayo 5868.47 5868.47 9.29 0.00 TERMOSELVA 1147971.54 1147971.54 171.50 166.14 3.23 Aguaytía 1147971.54 1147971.54 171.50 166.14 EDEGEL 4240385.46 2502480.42 6742865.87 1062.55 935.14 13.63 Huinco 992519.82 992519.82 199.29 164.64 Matucana 841416.66 841416.66 126.71 127.61 Callahuanca 549855.50 549855.50 76.31 72.99 Moyopampa 521577.02 521577.02 64.03 63.38 Huampaní 227238.60 227238.60 30.64 29.85 Chimay 894241.86 894241.86 150.86 120.75 Yanango 213535.99 213535.99 28.15 19.34 Santa Rosa UTI 200250.00 200250.00 49.59 30.43 Santa Rosa Westinghouse 534779.23 534779.23 116.45 0.00 Ventanilla 1767451.18 1767451.18 220.53 306.14 MINERA CORONA 132925.50 132925.50 18.15 17.56 3.35 Huanchor 132925.50 132925.50 18.15 17.56 EEPSA 591926.07 591926.07 112.94 41.23 173.91 Malacas 591926.07 591926.07 112.94 41.23 EGENOR 2020874.67 105903.03 2126777.70 397.89 333.18 19.42 Carhuaquero 538589.23 538589.23 93.95 74.75

Cañón del Pato 1482285.44 1482285.44 258.69 258.43 Chiclayo Oeste 25381.75 25381.75 6.48 0.00 Piura Diesel 32423.24 32423.24 10.71 0.00 Sullana Diesel 6645.79 6645.79 5.77 0.00 Paita Diesel 4042.87 4042.87 4.30 0.00 Piura Turbogas 24420.17 24420.17 17.99 0.00 Trujillo Turbogas 5276.02 5276.02 0.00 0.00 Chimbote Turbogases 7713.19 7713.19 0.00 0.00 ELECTROANDES 1109170.44 1109170.44 149.07 136.61 9.12 Yaupi 782556.93 782556.93 102.71 102.52 Oroya/Pachachaca 116945.04 116945.04 8.41 13.66 Malpaso 209668.47 209668.47 37.94 20.43 SHOUGESA 105941.96 105941.96 1.08 0.00 0.00 San Nicolás 105941.96 105941.96 1.08 0.00 EGASA 988519.94 93735.29 1082255.23 198.01 170.32 16.26 Charcani I,II,III 53070.75 53070.75 6.90 4.46 Charcani IV 118620.28 118620.28 15.43 15.14 Charcani V 746756.28 746756.28 110.39 110.47 Charcani VI 70072.62 70072.62 8.93 8.78 Mollendo Diesel 58893.09 58893.09 16.98 31.48 Mollendo TG 8710.71 8710.71 34.73 0.00 Chilina Diesel 22662.66 22662.66 4.65 0.00 Chilina TV 3468.82 3468.82 0.00 0.00 EGEMSA 740373.32 322.01 740695.33 85.30 85.86 -0.66 Machupicchu 740373.32 740373.32 85.30 85.86 Dolorespata 322.01 322.01 0.00 0.00 EGESUR 37833.93 8921.89 46755.82 3.83 34.33 -88.85 Aricota 37833.93 37833.93 3.83 15.44 Calana 8921.89 8921.89 0.00 18.89 ENERSUR 838972.40 1410368.96 2249341.36 275.46 311.68 -11.62 Yuncán 838972.40 838972.40 0.00 131.33 Ilo 1 439898.09 439898.09 45.94 44.86 Ilo 2 880977.34 880977.34 134.40 135.48 Chilca 1 89493.53 89493.53 95.12 0.00 SAN GABÁN 769481.85 2484.90 771966.75 115.94 113.44 2.20 San Gabán II 769481.85 769481.85 111.29 111.86 Taparachi 1789.17 1789.17 3.21 1.58 Bellavista 695.73 695.73 1.44 0.00

ELECTRICA SANTA ROSA 6505.36 6505.36 0.87 0.00 0.00

Santa Rosa I 6505.36 6505.36 0.87 0.00

ENERGÍA 2006 18670710.25 6092069.78 24762780.03 3580.28 3305.01 8.33

ENERGÍA 2005 17100838.11 5900645.19 23001483.30 2006/2005 (%) 9.18% 3.24% 7.66%

(*) : La máxima demanda viene siendo determinada con datos de medidores de potencia y energía a partir de Abril del 2001

8/8/2007 ELABORADO : Ramiro Tapia Arch: Evan2006.xls Vo.Bo.A.V.V.

1.- ENERGÍA PRODUCIDA (MWH) 2.- MÁXIMA DEMANDA DEL SISTEMA (MW) (*) INFORME DE OPERACIÓN ANUAL N° COES SINAC-DEV-005-2007

(24)

C ENT RA L T ens ió n Pot . Instalad. Pot . Instalad. P o t . Ef ec t iv a P o t . R eac t iv a (k V.) _{(M VA )} _{(M W)} _{(M W)} _{(M VA R )} M A N T A R O G1 13,80 120 114 103.82 35.49 ELEC T R OPER U M A N T A R O G2 13,80 120 114 104.87 35.85 ELEC T R OPER U M A N T A R O G3 13,80 120 114 103.19 35.28 ELEC T R OPER U M A N T A R O G4 13,80 120 114 107.44 36.73 ELEC T R OPER U M A N T A R O G5 13,80 120 114 77.63 26.54 ELEC T R OPER U M A N T A R O G6 13,80 120 114 75.75 25.9 ELEC T R OPER U M A N T A R O G7 13,80 120 114 77.78 26.59 ELEC T R OPER U

REST IT UCION G1 13,80 82.5 70.13 70.84 44.04 ELEC T R OPER U

CA ÑON DEL PA T O G1 13,80 43.26 43.92 43.22 9.09 EGEN OR

CA RHUA QU ER O G1 10,00 32.27 31.67 32.08 12.15 EGEN OR CA RHUA QU ER O G2 10,00 32.27 31.67 31.2 11.82 EGEN OR CA RHUA QU ER O G3 10,00 32.27 31.67 31.74 12.03 EGEN OR HU INCO G1 12,50 85 64.6 58.83 51.76 ED EGEL HU INCO G2 12,50 85 64.6 63.79 56.12 ED EGEL HU INCO G3 12,50 85 64.6 62.31 54.82 ED EGEL HU INCO G4 12,50 85 64.6 62.42 54.91 ED EGEL M A T UCA NA G1 12,50 80 64.29 64.14 51.88 ED EGEL M A T UCA NA G2 12,50 80 64.29 64.44 52.12 ED EGEL

MOY O PA MPA G1 10,00 35 29.75 20.69 20.53 ED EGEL

CA LLA HUA NCA G1 6,50 25.02 15.77 13.28 8.16 ED EGEL

CA LLA HUA NCA G4 8,00 44 27.74 35.21 30.96 ED EGEL

HU A M PA N I G 1 10,00 22.4 15.68 15.76 10.24 ED EGEL HU A M PA N I G 2 10,00 22.4 15.68 14.41 9.36 ED EGEL C HIM AY G1 13,80 90 78 75.5 42.03 ED EGEL C HIM AY G2 13,80 90 78 75.4 41.97 ED EGEL YANAGO 10 19.81 42.3 42.61 25 ED EGEL HU A N C HOR G1 10,00 20.4 9.76 9.76 5.96 M . CORONA HU A N C HOR G2 10,00 20.4 9.87 9.87 6.02 M . CORONA CA HU A G1 10,00 27.5 24.32 21.56 19 CA HU A CA HU A G2 10,00 21.8 19.28 21.56 19 CA HU A PA RIA C CH1 10,00 1.88 1.62 1.48 0.57 CA HU A PA RIA C CH2 10,00 1.88 1.62 1.48 0.57 CA HU A PA RIA C CH3 A 10,00 1.09 0.94 0.83 0.32 CA HU A PA RIA C CH3 N 10,00 0.44 0.38 0.36 0 .14 CA HU A PA RIA C CH4 -G1 10,00 0.5 0.43 0.24 0.09 CA HU A PA RIA C CH4 -G2 10,00 0.24 0.21 0.09 0.04 CA HU A

GA LLITO CIEGO G1 10,50 20 19.07 19.07 10.54 CAHUA

GA LLITO CIEGO G2 10,50 20 19.07 19.07 10.54 CAHUA

A RCATA 33-15 6.57 5.28 5.05 2.45 CAHUA

M ISA P UQUIO 0,66 4.6 3.87 3.87 1.87 CAHUA

SA N IGNA CIO 0,44 0.75 0.53 0.58 0.2 CAHUA

SA N A NTONIO 0,44 0.86 0.6 0.42 0.28 CAHUA

HUA YLLA CHO 0,44 0.36 0.29 0.19 0.09 CAHUA

YA UP I G1 13,80 24 21.6 20.99 10.5 ELECTROANDES

YA UP I G2 13,80 24 21.6 20.76 10.39 ELECTROANDES

(25)

YA UP I G3 13,80 24 21.6 21.21 10.61 ELECTROANDES YA UP I G4 13,80 24 21.6 21.08 10.55 ELECTROANDES YA UP I G5 13,80 24 21.6 20.88 10.45 ELECTROANDES M A LPA SO G1 6,90 17 13.6 12.08 10.94 ELECTROANDES M A LPA SO G2 6,90 17 13.6 12.78 11.57 ELECTROANDES M A LPA SO G3 6,90 17 13.6 11.23 10.17 ELECTROANDES M A LPA SO G4 6,90 17 13.6 11.93 10.8 ELECTROANDES

P A CHA CHACA G1 2,30 3.75 3.22 3.19 1.8 ELECTROANDES

OROYA G1 2,30 3.75 3.16 3.14 1.8 ELECTROANDES

CHA RCA NI I G1 5,25 0.92 0.88 0.87 0.82 EGA SA

CHA RCA NI I G2 5,25 0.92 0.88 0.86 0.81 EGA SA

CHA RCA NI II G1 5,25 0.2 0.26 0.18 0.23 EGA SA

CHA RCA NI III G1 5,25 2.1 2.28 2.25 2.39 EGA SA

CHA RCA NI III G2 5,25 2.1 2.28 2.34 2.48 EGA SA

CHA RCA NI IV G1 5,25 5.17 5.16 5.04 4.71 EGA SA

CHA RCA NI V G1 13,80 48.33 48.45 46.63 32.77 EGA SA

CHA RCA NI VI 5.25 9.1 8.95 8.95 6.37 EGA SA

M A CHUP ICCHU G1 13,80 33.5 30.75 28.89 20.3 EGEM SA

A RICOTA I G1 10,50 14 11.9 11.2 8.3 EGESUR

A RICOTA I G2 10,50 14 11.9 11.3 8.37 EGESUR

A RICOTA ii 10,51 14 11.9 12.4 6.5 EGESUR

SA N GABAN II G1 13,80 56.05 56.15 56.26 36.54 SAN GABAN

SA N GABAN II G2 13,80 56.85 56.95 56.84 36.92 SAN GABAN

YUNCA N G1 13,80 48.2 45.59 45.5 29.55 ENERSUR

YUNCA N G2 13,80 48.2 45.59 45.87 9.91 ENERSUR

YUNCA N G3 13,80 48.2 45.59 45.39 3.29 ENERSUR

SA NTA ROSA 22,90 1,02 1,02 SANTA ROSA

Total 3348.55 3001.24 2792.89 Termicas Plantas Hidráulicas Planta MW instalados MW Efectivos Empresa AGUAYTIA 86.29 87.05 TERMOSELVA AGUAYTIA 86.29 85.88 TERMOSELVA PACASMAYO 5.42 4.95 CAHUA PACASMAYO 5.42 5.68 CAHUA PACASMAYO 5.42 5.62 CAHUA PACASMAYO 1.63 1.42 CAHUA

SANTA ROSA 54.9 52.02 EDEGEL

SANTA ROSA 54.9 52 EDEGEL

SANTA ROSA 127.7 123.3 EDEGEL

VENTANILLA 457 457 EDEGEL MALACAS 20.07 15.02 EEPSA MALACAS 20.07 15.04 EEPSA MALACAS 20.07 14.74 EEPSA MALACAS 112.98 100.65 EEPSA CHICLAYOOESTE 5.65 5.54 EGENOR

(26)

CHICLAYOOESTE 5.67 5.8 EGENOR CHICLAYOOESTE 5.1 4.34 EGENOR CHICLAYOOESTE 5.1 4.1 EGENOR CHICLAYOOESTE 5.1 4.32 EGENOR PIURA 4.4 4.7 EGENOR PIURA 4.4 4.59 EGENOR PIURA 7.73 7.35 EGENOR PIURA 1.19 1.33 EGENOR PIURA 2.02 2.04 EGENOR PIURA 2.09 1.83 EGENOR PIURA 24.3 20.95 EGENOR SULLANA 2.5 2.17 EGENOR SULLANA 2.5 2.23 EGENOR SULLANA 2.5 2.12 EGENOR SULLANA 2.5 2.03 EGENOR SULLANA 2.5 2.1 EGENOR PAITA 1.1 0.88 EGENOR PAITA 1.1 0.78 EGENOR PAITA 1.1 0.89 EGENOR PAITA 2.6 2.06 EGENOR PAITA 2.6 2.03 EGENOR PAITA 2.6 2.12 EGENOR CHIMBOTE 21.91 21.39 EGENOR CHIMBOTE 20.95 21.47 EGENOR

TRUJ ILLO 22.8 20.36 EGENOR

TUMBES 9.07 9.17 ELECTROPERU TUMBES 9.07 8.97 ELECTROPERU YA RINACOCHA 6.4 6.26 ELECTROPERU YA RINACOCHA 6.4 6.23 ELECTROPERU YA RINACOCHA 6.4 6.26 ELECTROPERU YA RINACOCHA 6.4 6.24 ELECTROPERU SAN NICOLAS 19.35 19.67 SHOUGESA SAN NICOLAS 19.35 19.45 SHOUGESA SAN NICOLAS 25.8 25.39 SHOUGESA

SAN NICOLAS 1.25 1.23 SHOUGESA

SAN NICOLAS 10.57 10.61 EGASA

MOLLENDO 10.57 10.68 EGASA MOLLENDO 10.57 10.69 EGASA MOLLENDO 45 36.73 EGASA MOLLENDO 45 36.47 EGASA CHILINA 8 6.2 EGASA CHILINA 10 9.91 EGASA CHILINA 20 16.7 EGASA CHILINA 5.2 5.13 EGASA CHILINA 5.2 5.28 EGASA DOLORESPATA 2.5 1.78 EGEMSA DOLORESPATA 2.5 1.81 EGEMSA DOLORESPATA 2.5 1.82 EGEMSA DOLORESPATA 2.5 1.8 EGEMSA DOLORESPATA 2.5 1.78 EGEMSA DOLORESPATA 1 0.95 EGEMSA DOLORESPATA 2.12 1.89 EGEMSA

BELLAVISTA 2.69 1.86 SAN GABAN

BELLAVISTA 2.75 1.49 SAN GABAN

TAPARACHI 0.6 0.31 SAN GABAN

CALANA 6.4 6.24 EGESUR

CALANA 6.4 6.61 EGESUR

(27)

CALANA 6.4 6.44 EGESUR ILO1 22 23.2 EGESUR ILO1 66 71.69 EGESUR ILO1 66 55.29 EGESUR ILO1 40.85 34.61 EGESUR ILO1 40.85 34.94 EGESUR ILO1 3.3 3.18 EGESUR CHILCA 174.28 174.28 EGESUR ILO2 145 141.83 Total 2112.68 2011.36

Data 2006, Fuente Estadisticas COES

Resumen de Capacidad por región MW

Región Instalada Efectiva

Norte Hidro 401.96 401.71

Termica 371 331 Centro Hidro 2,176 1,981 Termica 958 948 Sur Oeste Hidro 213 206 Termica 754 713 Sur Este Hidro 211 204 Termica 29 20 Total Hidro 3,001 2,793 Termica 2,113 2,011

(28)

Pág. 127

(29)

METODOLOGIA

A continuación se describe brevemente la metodología empleada en la definición de los límites de transmisión.

1-Actualización de la Base de Datos de Estabilidad del

Sistema

En el proyecto anteriormente realizado por Siemens PTI-Quantum para Osinergmin, se utilizó para los estudios una base de datos dinámica en formato PSS™E. La misma se utilizará en los estudios actuales, con las siguientes excepciones:

Modelación de los motores de la planta de sulfuro de Cerro Verde.

En estudios anteriores dichos motores fueron representados como una carga estática, pero gracias a la información recibida recientemente por Quantum, se ha procedido a mejorar la modelación de las cargas mineras de la planta, tanto en el programa de flujo de carga como en el de estabilidad transitoria. En la Tabla 1 se encuentran los datos suministrados por Osinergmin. Para la carga de motores en Cerro Verde, Quantum representó en el flujo de carga un equivalente de todos los motores de inducción tal como se muestra en la Tabla 1a. Para los modelos dinámicos, el motor sincrónico se modeló utilizando un modelo típico “GENROU” y en el equivalente del motor asincrónico se utilizó el modelo CIMTR2 cuya descripción de los datos de entrada se encuentra en la Figura 1 (en inglés).

Tabla 1: Motores Planta de Sulfuro de Cerro Verde. Datos de Osinergmin.

Nombre Id Pgen (MW) Potencia Base (MVA) Impedancia Interna (p.u.) CVERD23 22.900 1 -1 1.03 0.1557 CVERD23 22.900 2 -1 1.11 0.1557 CVERD23 22.900 3 -0.9 1.2 0.1557 CVERD23 22.900 4 -1 1.29 0.1557 CVERD23 22.900 5 -0.4 0.52 0.1557 CVERD23 22.900 6 -5 5.72 0.1557 CVERD23 22.900 7 -0.5 0.69 0.1557 CVERD23 22.900 8 -0.7 0.86 0.1557 CVERD23 22.900 S -12 13.35 0.25

(30)

Tabla 1a Motores Planta de Sulfuro de Cerro Verde. Datos de Flujo de Carga Número Nombre Id Pgen (MW) Qgen (MVAR) Mbase

(MVA) R (pu) X (pu)

304 CVERD23 22.900 1 -10.5 -4.935 12.42 0 0.1557 304 CVERD23 22.900 S -12 6 13.35 0 0.25

Figura 1: Datos de Entrada de los Motores de Inducción en PSS™E

La información recibida de los motores de inducción corresponde al modelo típico del circuito equivalente del motor de inducción de la Figura 2 y los datos suministrados se encuentran en la Tabla 2. La conversión a los parámetros en el formato de PSS™E se realizó de acuerdo a la equivalencias mostradas en Tabla 3 y los parámetros finales se encuentran en la Tabla 4.

(31)

Figura 2: Circuito Equivalente del Motor de Inducción

Tabla 2: Motores de Inducción Planta de Sulfuro de Cerro Verde – Circuito Equivalente

Nombre Inercia Const. Tiempo de Aceleración Res.Estat. Reac.E stat. Reactancia Magnet. Xm Res. Rotor A Reac. Rotor A Resistencia RrA1 Reactancia XrA1 Resistencia RrA2 Reactancia XrA2 Res. Rotor B Reac. Rotor B

kgm^2 s p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u.

asm _cverd_1030KVA_22.9kV 100 3.795 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_1110KVA_22.9kV 108 3.803 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_1195KVA_22.9kV 116 3.795 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_1290KVA_22.9kV 124 3.757 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_515KVA_22.9kV 50 3.795 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_5725KVA_22.9kV 277 3.766 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_686KVA_22.9kV 67 3.818 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100 asm _cverd_858KVA_22.9kV 83 3.781 0.011 0.101 4.151 0.010 0.100 0.018 0.124 0.060 0.102 0.100 0.100

(32)

Tabla 4: Parámetros CIMTR2

Id T' T" H X X' X" Xl E1 s(E1) E2 s(E2) D unidad sec sec p.u p.u. p.u. p.u. p.u.

1 0.63138 0.01 1.73 4.25 0.2209 0.1557 0.101 0.6 0 1 0 1.5 1 0.631 0.010 1.72 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 2 0.631 0.010 1.73 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 3 0.631 0.010 1.72 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 4 0.631 0.010 1.71 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 5 0.631 0.010 1.72 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 6 0.631 0.010 0.86 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 7 0.631 0.010 1.73 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500 8 0.631 0.010 1.72 4.252 0.221 0.156 0.101 0.600 0.000 1.000 0.000 1.500

Modelación del esquema de rechazo de carga por baja frecuencia

Quantum recibió un informe técnico de la COES titulado “Informe Final del Estudio de Actualización del Esquema de Rechazo Automático de Carga y Desconexión Automática de Generación del SEIN – Año 2007”. En dicho informe se menciona que se implementó un esquema de desconexión de carga basado en los siguientes criterios:

a) El esquema de desconexión de carga representa el 48% de la demanda total b) El esquema fue diseñado con 7 etapas, que tienen asignado el mismo

porcentaje de carga a rechazar en todas las zonas del SEIN y se activan por umbral de frecuencia, con una frecuencia de arranque de 59 .0 Hz.

c) Las etapas de umbral, también se pueden disparar en forma anticipada de acuerdo a la derivada de la frecuencia, considerando un umbral de arranque fijado en 59.8 Hz y derivadas mínimas de acuerdo a la zona geográfica de ubicación de las instalaciones.

d) Una función para restituir la frecuencia a la banda 60.0 ± 0.3 Hz antes de los 20 s, que fue asignada a la séptima etapa y se debía activar siempre que la magnitud de la carga desconectada y la velocidad de respuesta de la reserva disponible no pudieran restituir la frecuencia por sobre 59.7 Hz en 15 s.

(33)

Tabla 5: Especificaciones de Relés de Rechazo de carga

Número Porcentaje RELES POR RELES POR DERIVADA DE FRECUENCIA de de

rechazo UMBRAL ZONA NORTE ZONA

CENTRO ZONA SUR (1)

ARRANQUE Etapa en c/etapa (Hz) (s) (Hz/s) (s) (Hz/s) (s) (Hz/s) (s) (Hz) 1 4,20% 59,0 0,15 -0,75 0,15 -0,65 0,15 -1,10 0,15 59,8 2 7,80% 58,9 0,15 -0,75 0,15 -0,65 0,15 -1,10 0,15 59,8 3 10,00% 58,8 0,15 -0,75 0,15 -0,65 0,15 -1,10 0,15 59,8 4 10,00% 58,7 0,15 -1,10 0,15 -1,50 0,15 59,8 5 8,00% 58,6 0,15 -1,40 0,15 -2,10 0,15 59,8 6 5,50% 58,5 0,15 7 2,50% 58,4 0,15 Reposición 1,25%(2) 59,1 30,00

(1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s

(2) respaldo para reponer la frecuencia si luego de los rechazos de carga esta se encuentra por debajo de 59.1 HZ

Quantum, utilizó para cada carga el modelo LDSHBL cuyo funcionamiento se puede describir a través del gráfico mostrado en la Figura 3, y la entrada de datos al programa se muestra en la Figura 4.

Figura 3: Curva Relé de Baja Frecuencia

Por falta de modelos estándares en el programa no se modeló rechazo automático por relés de gradiente de frecuencia, si bien los resultados se analizaron para determinar si los mismos hubiesen sido accionados ante las diferentes perturbaciones analizadas.

(34)

Figura 4: Data de Entrada Parámetro del Relé de Baja Frecuencia

2- Problemas Existentes de la Interconexión Norte - Sur

El sistema actual de transmisión de potencia entre el Norte y el Sur está comprendido básicamente por dos líneas de transmisión AC en 220 kV de aproximadamente 600

(35)

km de longitud entre las subestaciones C Armiño y Socabaya con una sola subestación intermedia en Cotaruse. Este sistema se encuentra compensado con capacitores serie en aproximadamente un 50%, lo cual beneficia no solo el comportamiento en estado estacionario sino también en el estado dinámico. El inconveniente de este sistema radica en que estas largas líneas de transmisión restringen el incremento en la capacidad de transferencia entre el Norte y el Sur. El siguiente diagrama trata de explicar de manera simplificada parte de los problemas de transmisión existentes con esta configuración. En este sencillo análisis asumiremos que existe una fuente infinita en C. Armiño que se encuentra transfiriendo potencia a la carga conectada en la subestación Montalvo. El voltaje en C. Armiño se mantiene en 1.0 p.u. a medida que se incrementa la carga en Montalvo 220 kV. Es de hacer notar que si bien este ejemplo es simplificado muchas de las conclusiones serán ratificadas posteriormente por un análisis detallado del sistema actual, incluyendo análisis de estabilidad de voltaje (PV) y transitoria.

El siguiente gráfico muestra para el sistema de transmisión anterior, la variación del voltaje en Montalvo a medida que se incrementa la carga en dicha subestación. El punto de quiebre de esta curva PV se encuentra para una potencia entre los 220 y 270 MW dependiendo si el reactor shunt en Cotaruse está en servicio. Los resultados son del sistema (es decir, del enlace) y muestran resultados con y sin reactores “shunt”.

(36)

Montalvo Voltage vs MW transfer

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 200 220 240 260 280 300 MW p. u. V518_ShR V518_noShR

El siguiente gráfico muestra la potencia reactiva requerida por el sistema de transmisión para poder transferir el flujo de potencia real. Es conocido que si las líneas de transmisión se cargan mas allá de su impedancia de carga “SIL” la línea absorbe reactivos pero si se encuentra transmitiendo por debajo de este valor la línea por el contrario inyectará reactivos al sistema.

Line Reactive Consumption

-300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 200 220 240 260 280 300 M W transfe r MV A r _{Line MVAr_ShR} Line MVAr_noShR

En el caso de que una de las líneas de 220 kV se encuentre fuera de servicio la condición anterior es más dramática y se muestra en la figura siguiente.

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Post-contingency 0 50 100 150 200 250 300 350 100 150 200 250 M W transfe r MV A r 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 V o lt age, p. u. Line MVAr_ShR V518_ShR

En este gráfico se puede observar que bajo esta condición de contingencia, existen severos problemas de tensión a partir de los 150 MW de transferencia entre el Norte y el Sur. Si bien este es un análisis estático, muestra a su vez un potencial problema dinámico ya que ante ciertas condiciones de falla uno de los circuitos puede ser disparado por accionamiento de las protecciones del sistema.

Este análisis si bien simplificado, permite intuir que probablemente, el único camino para resolver los posibles problemas de estabilidad del sistema es el aumento en el número de los circuitos paralelos entre el norte y el sur. En cuanto a las opciones, las mismas pueden ser de distinta naturaleza (AC o DC), y en este estudio se analizarán extensivamente varias de las mismas. Otras posibles opciones para incrementar la transferencia actual del sistemas pueden ser SVC, aumento de la compensación serie etc, pero las mismas no aumentan significativamente la transferencia entre ambos sistemas si bien esto se discute en el análisis.

Evaluación de los Límites Térmicos

Dependiendo de la opción (o plan) de interconexión el límite térmico vendrá definido por la máxima potencia posible de transferir entre el Norte y el Sur sin sobrecargar los límites térmicos de los equipos o conductores ante la pérdida de uno de los enlaces (líneas de transmisión entre el Norte y el Sur).

Evaluación de los Límites de Estabilidad de Tensión (Análisis

PV)

El límite de estabilidad de tensión se encuentra definido como la máxima transferencia de potencia entre los sistemas involucrados (sistemas emisor y receptor)

(38)

antes de enfrentar una situación de colapso de tensión en el sistema. Este incremento en la transferencia de potencia puede ser efectuado bien sea, incrementando carga (Transferencia GEN-CARGA) o desplazando generación en el sistema receptor (SUR) (Transferencia GEN-GEN). Solo el método GEN-GEN se presenta en este reporte y el análisis PV se realizó considerando los límites máximos y mínimos de las unidades generadoras, a falta de datos para la potencia mínima la misma se asumió en un 20% de la potencia máxima (dato disponible).

El despacho de generación ante colapso de tensión se considera como de reserva 0%, el límite práctico se estimará utilizando el 70%1 de la potencia de transferencia incremental entre ambas zonas. Una vez obtenido el flujo de carga correspondiente al límite práctico por estabilidad de tensión, el mismo será utilizado para la evaluación de estabilidad transitoria del sistema de potencia.

Límites por Evaluación de Estabilidad Transitoria

A partir de las condiciones iniciales definidas en los flujos de carga desarrollados en el análisis de estabilidad de voltaje (30% de reserva2), se procederá a evaluar el límite de estabilidad transitoria siguiendo los pasos descritos a continuación:

a) Falla C-1: aplicación de la falla simultánea que puede provocar la pérdida de sincronismo del Sistema Sur o la desconexión de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. Esta falla simultánea ha sido definida en estudios anteriormente realizados por COES como una falla monofásica a tierra en la línea Cotaruse – Socabaya ckt 1 con apertura en 100 ms y recierre exitoso después de 800 ms, conjuntamente con una falla trifásica en el circuito paralelo con apertura exitosa en 100 ms.

.

b) Falla C-2: aplicación de una falla trifásica franca en la subestación Campo Armiño, a despejar en 5 ciclos, con despeje de falla a través de la apertura de la línea C. Armiño - Cotaruse. Como se discutirá posteriormente se detectó que para ciertos escenarios de generación - carga esta falla era más severa que la descrita anteriormente. Si uno observa la evolución de el diagrama unifilar a través de los años, se puede concluir que antes de que se construyera la línea y la interconexión Cotaruse - Machupichu los flujos de las líneas C. Armiño - Cotaruse y Cotaruse - Socabaya son aproximadamente los mismos, por lo que la falla C1 es la mas severa, una vez que las líneas se encuentran en servicio el primer segmento de línea C. Armiño – Cotaruse se encuentra mas cargado que el segmento Cotaruse – Socabaya por lo que la contingencia C-2 puede ser mas severa ante estas condiciones.

c) En caso de que utilizando el flujo de carga inicial al simular la falla se comprometa la estabilidad del sistema, se disminuirá la transferencia entre el

1

Considerado en base a los valores usados típicamente en Perú. Esto es, basados en la sensibilidad del sistema específico ante variaciones de carga y contingencias.

2

Esto, al igual que el punto anterior, se basa en el informe final de COES-Sinac/Dev-186-2006, titulado “Estudio de Estabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, de fecha 31 de julio de 2006.

(39)

Norte y el Sur en el flujo de carga hasta que se obtenga la estabilidad para la falla descrita anteriormente o para cualquier tipo de falla.

DESCRIPCION DE ESCENARIOS

En discusión entre Osinergmin y el equipo consultor, se determinó que para las diferentes opciones de transmisión entre el Norte y el Sur se estudiarían tres diferentes escenarios de generación y dos niveles de demanda, para un total de seis casos o flujos de carga a ser modelados para el sistema de transmisión, los mismos se definieron anteriormente y se enumeran a continuación:

Escenarios de Generación:

- Escenario “Norte”, definido como el escenario donde no hay crecimiento de generación en el sur.

- Escenario “Sur”, definido como aquel en el cual hay crecimiento pronunciado de la generación en el sur mediante plantas hidráulicas en la zona sureste del país.

- Escenario “Térmico”, donde se contempla un desarrollo significativo en el Sur mediante plantas térmicas en la zona Suroeste.

Las unidades a instalar para cada uno de los escenarios, y a modelar en los correspondientes flujos de carga se encuentran definidas en la Tabla 6.

Tabla 6: Candidatos Escenarios de Generación Bajo Estudio Capacidad (MW) Escenario Norte Escenario Sur Escenario Térmico Norte TG BPZ 150 x x x CH Santa Rita 225 x x CH Chevez 158 x x CH Quitaracsa 110 x x CH Olmos 140 x x Centro TG Mollendo GN 71 x x x CT Calana GN 25 x x x CH Platanal 220 x x x TG2 CT Kallpa (Globeleq) 170 x x x CH La Virgen 50 x CH Huanza 86 x CH Marañon 96 x TG1 CT Camisea 1 170 x x x TG2 CT Camisea 1 170 x x x TV CT Camisea 1 (CC) 170 x x x TG1 CT Camisea 2 170 x x x

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TG2 CT Camisea 2 170 x x x TV CT Camisea 2 (CC) 170 x x TG1 CT Camisea 3 170 x x TG2 CT Camisea 3 170 x x TV CT Camisea 3 (CC) 170 x Suroeste CH Tarucani 50 x CH Lluclla 380 CH Lluta 270 TV ILO 1 GN (R) 140 x TG ILO 1 GN (R) 70 x TG1 CT Sur 170 x TG2 CT Sur 170 x Sureste CH Machupicchu 2° etapa 75 x x x CH Santa Teresa I 108 x CH Santa Teresa II 130 x C.H. Primavera 200 x CH San Gaban I 110 x C.H. Pucara 130 x

CH San Gaban III 105 x

TG1 CT Quillabamba 100 x

x: unidad candidata en dicho escenario (presente en flujo de carga)

Escenarios de Demanda:

Dos niveles de demanda fueron modelados para cada uno de los escenarios de generación, ellos corresponden a las proyecciones MAA (Media Alta Alta) y MBB (Media Baja Baja). Nota Importante: Proyección MAA significa, por ejemplo, que la demanda en el norte-centro es la media, en el sureste es alta y en el suroeste es alta. Es decir, cada palabra refleja si el escenario de demanda considerado es alto, medio o bajo para las regiones norte-centro, sureste y suroeste, en ese orden.

Flujos de Carga Simulados

Las seis combinaciones posibles entre los niveles de demanda y los escenarios de instalación de generación definen los seis flujos de carga básicos del estudio desarrollados por Quantum para el estudio. En la Tabla 7 se muestran para cada uno de los casos de flujo de carga, el balance carga-generación correspondiente.

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Tabla 7: Balance Carga-Generación Flujos de Carga Flujo de Carga

P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr)

Norte_MAA 4465.3 787.9 3761.5 1393.9 1019.7 196.4 1178.4 422.2 Norte_MBB 4508.3 978.1 3723.5 1379.9 726.1 97.1 1216.6 441.3 Sur_MAA 3977.4 942.9 3761.5 1393.9 1058.2 176 1178.4 422.2 Sur_MBB 4138.3 1273.9 3723.5 1379.9 726.1 98.2 1216.6 441.3 Termico_MAA 4626.4 809.8 3761.5 1393.9 752.5 65.3 1178.4 422.2 Termico_MBB 4248.9 1247.5 3761.5 1393.9 736.1 197.3 1178.4 422.2

Area Central Area Norte

Generación Carga Generación Carga

Flujo de Carga

P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr)

Norte_MAA 773.9 192.1 1012 358.1 427.5 63.5 489 192.8 Norte_MBB 584.1 1.3 638 225.8 303.9 -83.1 257 101.3 Sur_MAA 634.8 150.9 1038.6 367.5 1088.6 112.8 501.2 197.6 Sur_MBB 605.8 56.7 638 225.8 759.1 95.9 257 101.3 Termico_MAA 897.5 140.4 1038.6 367.5 475.7 40.5 501.2 197.6 Termico_MBB 784 36.2 638 225.8 407.1 -69.4 257 101.3

Area Suroeste Area Sureste

Generación Carga Generación Carga

DESCRIPCION DE LAS OPCIONES DE EXPANSION

Las siguientes opciones de interconexión entre los sistemas Norte y Sur fueron evaluadas:

- Opción 1 (se corresponde con el Plan 1): Incrementar la compensación serie existente a 505 MVA: esta Opción consistiría exclusivamente en el cambio de los condensadores serie de las líneas Mantaro – Cotaruse, la nueva capacidad se fija en 505 MVA, que es el límite del conductor en serie con los bancos de compensación serie.

- Opción 2 (se corresponde con el Plan 2); Nueva línea AC compensación serie 220 kV a 505 MVA / 750 km simple terna entre Mantaro – Cotaruse – Socabaya – Montalvo

- Opción 3 (se corresponde con el Plan 3): Nueva línea convencional HVDC 600 km de longitud Mantaro – Socabaya

- Opción 4 (se corresponde con el Plan 4): Incrementar la compensación serie existente a 505 MVA y mejorar su control a través de TCSC

- Opción 5 (se corresponde con el Plan 5): Nueva líneas de 500 kV Chilca – Montalvo, 1800 MVA, 815 km simple terna con “phase shifter” (intercambiadores de fase) en la subestación Mantaro

- Opción 6 (se corresponde con el Plan 1): Nuevo convertidor HVDC Back-to-Back de 600 MW instalado en la S/E Cotaruse. Nota: esta Opción requiere demasiada compensación por lo que sería descartada técnicamente.

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Todas estas opciones incluyen la línea Machu Picchu-Tintaya-Puno a 220 kV, necesaria para evacuar la generación en la zona para el año 2017. Las opciones que incluyen HVDC Light y SVC no se evaluaron por razones técnicas. Por ejemplo (y de acuerdo a la información disponible por Quantum) HVDC Light es una tecnología que no se ha probado para potencias mayores a 300 MW y posee límites en la distancia aplicada inferiores a este caso. Por otro lado los límites de transferencia en este documento se refieren a la barra: Mantaro.

A continuación se presentará el análisis realizado para cada una de las opciones así como los resultados más significativos.

RESULTADOS

Opción 1: Cambio de los Condensadores Serie

Descripción de la Opción:

Esta Opción consiste simplemente en el cambio de los bancos de compensadores serie en Cotaruse, consistentemente con la capacidad térmica de las ternas respectivas de 505 MVA. El diagrama unifilar para la configuración de despacho Norte demanda MAA y máxima transferencia Norte Sur (definida en esta sección) se muestra en la Figura 5. A continuación se definen los límites por capacidad térmica, estabilidad de voltaje y estabilidad transitoria de la Opción.

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Figura 5: Opción 1; Cambio de los Condensadores Serie (Despacho Norte – MAA)

Límite Térmico

Para la Opción se define como límite térmico de la capacidad de transferencia la potencia real en Mantaro fluyendo hacia Socabaya de 505 MVA, esto daría un total de 253 MW por terna, lo que ante condiciones de N-1 ó pérdida de una de las ternas Mantaro - Socabaya, tanto el capacitor serie como el conductor entre Mantaro y Socabaya alcanzaría aproximadamente su límite térmico de 505 MVA.

Límite por Estabilidad de Voltaje

A partir de los flujos de carga base descritos en la Tabla 7, se procedió a elaborar para cada uno de ellos el análisis de los límites de estabilidad de voltaje. Utilizando la herramienta de análisis PV dentro de PSS™E se procedió a monitorear las diferentes barras del sistema de 138 y 220 kV a medida que se incrementaba la transferencia de potencia entre el Norte y el Sur y el Sur – Norte (solo en ciertos escenarios de generación). Para cada uno de los casos de flujo bajo estudio con esta Opción se presenta a continuación las grafica del voltaje de Socabaya y el flujo total por la interfase Norte – Sur, definida en este caso por el flujo total medido en Mantaro hacia Socabaya por las dos ternas de 220 kV.

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a) Despacho Norte – MAA: Para el Despacho Norte, solamente fueron evaluadas transferencia de Norte a Sur exclusivamente. La Figura 6 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kV y en la Figura 7 se muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kV).

90 180 270 360 450 0 540 1.05 1.00 0.95 0.90 0.85 1.10 0.80 Bus: 806 [SOCA B-22 220.00]

Figura 6: Voltaje en Socabaya 220 kV como función de la Transferencia de Potencia Incremental Norte-Sur – Transferencia GEN-GEN Demanda MAA

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90 180 270 360 450 0 540 800.00 700.00 600.00 500.00 400.00 900.00 300.00 Interface: SOC

Figura 7: Flujo total en MW por las líneas Mantaro – Cotaruse como función de la Transferencia de Potencia Incremental Norte-Sur. Transferencia GEN-GEN. Demanda MBB

El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte - Sur para un total de 818 MW por la interfase Asumiendo una reserva del 30 %, la transferencia de potencia se fija a 573 MW o 286 MW por circuito, el cual es superior al límite térmico.

b) Despacho Sur – MAA: Para el despacho Sur, fueron evaluadas transferencia de Norte a Sur y Sur a Norte si bien solamente se mostrarán los resultados correspondientes a transferencia Norte – Sur por ser este el flujo económico de acuerdo a las corridas de Perseo. La Figura 8 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kV y en la Figura 9, se muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kV).

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100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 1000 1.05 0.98 0.91 0.84 0.77 1.12 0.70 Bus: 806 [SOCAB-22 220.00]

250 500 750 1000 1250 0 1500 800.00 700.00 600.00 500.00 400.00 300.00 200.00 100.00 900.00 0.00 Interface: SOC

El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte – Sur de 883 MW por la interfase. Asumiendo una reserva

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del 30 %, el límite PV equivaldría a 618 MW o 309 MW por circuito, el cual es superior al límite térmico.

c) Despacho Térmico – MAA: Para el Despacho Térmico, solamente fueron evaluada la transferencia de Norte a Sur. La Figura 10 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kV para la transferencia GEN – GEN. La Figura 7, muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kV). 100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 1000 1.05 0.98 0.91 0.84 0.77 1.12 0.70 Bus: 806 [SOCAB-22 220.00]

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100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 1000 800.00 700.00 600.00 500.00 400.00 300.00 900.00 200.00 Interface: SOC

El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte – Sur para un total de 881 MW por la interfase, este flujo no se logró incrementar por encima de este valor. Asumiendo una reserva del 30 %, para la obtención del límite práctico de estabilidad de tensión, bajo estas condiciones el límite por la interfase se ubica en a 617 MW o 308 MW por circuito, el cual es superior al límite térmico.

d) Despacho Norte – MBB: Para el Despacho Sur, fueron evaluadas la transferencia de Norte a Sur y de Sur a Norte si bien solamente se mostrarán los resultados correspondientes a la transferencia Norte – Sur por ser este el flujo económico de acuerdo a las corridas de Perseo. La Figura 12 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kV para la transferencia GEN – GEN y en la Figura 13 se muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kV).

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100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 1000 1.03 1.00 0.98 0.95 0.93 0.90 1.05 0.88 Bus: 806 [SOCA B-22 220.00]

100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 1000 500.00 400.00 300.00 200.00 100.00 600.00 0.00 Interface: SOC

El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte – Sur para un total de 563 MW por la interfase, este estudio se afina posteriormente utilizando el flujo de carga y se logra

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incrementarlo hasta 904 MW sin colapso de tensión. Asumiendo una reserva del 30 %, para la obtención del límite práctico de estabilidad de tensión, el límite PV se fija en aproximadamente 630 MW o 315 MW por circuito, el cual es superior al límite térmico.

e) Despacho Sur – MBB: Para el Despacho Sur, fueron evaluadas transferencias de Norte a Sur y Sur a Norte si bien solamente se mostrarán los resultados correspondientes a transferencia Sur – Norte por ser este el flujo económico de acuerdo a las corridas de Perseo.

La Figura 14 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kV para la transferencia GEN – GEN y en la Figura 15 se muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kV).

30 60 90 120 150 180 0 210 1.04 1.00 0.96 0.92 0.88 1.08 0.84 Bus: 805 [SOCA BA YA 138.00]

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30 60 90 120 150 180 0 210 -400.00 -440.00 -480.00 -520.00 -560.00 -360.00 -600.00 Interface: SOC

El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Sur – Norte para un total de 570 MW por la interfase. Asumiendo una reserva del 30%, para la obtención del límite práctico de estabilidad de tensión, bajo estas condiciones el incremento en la transferencia de potencia llevaría el límite a 400 MW o 200 MW por circuito, el cual es inferior al límite térmico.

f) Despacho Térmico – MBB: Para el Despacho Sur, fueron evaluadas transferencia de Norte a Sur y Sur a Norte si bien solamente se mostrarán los resultados correspondientes a transferencia Norte – Sur por ser este el flujo económico de acuerdo a las corridas de Perseo.

La Figura 16 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kV para la transferencia GEN – GEN y en la Figura 17 se, muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kV).

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250 500 750 1000 1250 0 1500 1.08 1.05 1.02 0.99 0.96 0.93 1.11 0.90 Bus: 806 [SOCA B-22 220.00]

100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 1000 400.00 300.00 200.00 100.00 0.00 -100.00 -200.00 500.00 -300.00 Interface: SOC

El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte – Sur para un total de 491 MW por la interfase, este

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estudio se afina posteriormente utilizando flujo de carga y se logra incrementarlo hasta 831 MW sin colapso de tensión. Asumiendo una reserva del 30 %, para la obtención del límite práctico de estabilidad de tensión, bajo estas condiciones el incremento llevaría el límite por la interfase a 582 MW o 290 MW por circuito, el cual es inferior al límite térmico.

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Límite por Estabilidad Transitoria

Utilizando el flujo de carga correspondiente al límite PV se procedió a evaluar el límite de la capacidad de transmisión por estabilidad transitoria, si el despacho resulta inestable, la transferencia se disminuye hasta conseguir la estabilidad transitoria. Para esta condición se estudiaron las dos condiciones de falla descritas con anterioridad. A continuación se presentan los resultados de la Opción 1 para cada uno de los escenarios bajo análisis, los resultados corresponden a la falla doble en Mantaro a menos que se especifique en el texto lo contrario.

a) Despacho Norte – MAA, transferencia Norte – Sur, para este despacho el límite de estabilidad transitoria con la falla trifásica en Mantaro y despeje en cinco ciclos se obtuvo en 620 MW (315 MW por terna). La Figura 18 muestra la desviación en frecuencia en el sistema Norte (C. Armiño – Mantaro) y en el sistema Sur (Socabaya), así como los voltajes en ambas subestaciones para dicho nivel de flujo.