7. Análisis del Sistema de Potencia

LT 138 kV SE Santiago de Cao – Nueva SE Malabrigo Hidrandina S.A.Estudio Definitivo

ESTUDIO DEFINITIVO E INGENIERÍA A NIVEL DE EJECUCIÓN LT 138 kV SE SANTIAGO DE CAO – NUEVA SE MALABRIGO

EXPEDIENTE TÉCNICO

VOLUMEN 04

ANALISIS DEL SISTEMA DE POTENCIA

ÍNDICE

1. INTRODUCCION2. OBJETIVOS3. PERIODO DE ESTUDIO4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL5. MODELO DEL EQUIVALENTE DE RED EMPLEADO6. DEMANDA EN EL AREA DE INFLUENCIA7. MODELAMIENTO DE LA RED8. METODOLOGIA9. PARÁMETROS ELÉCTRICOS10. CRITERIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA11. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS12. CONCLUSIONESANEXOS:

Anexo N° 1: Plan de Obras - COES

Anexo N° 2: Alternativa 01



Anexo N° 5: Cortocircuito

Vol. 4. Análisis de Sistema de Potencia Promotora De Proyectos S.A.C.


1. INTRODUCCION

Dentro de los proyectos de Hidrandina se encuentra reemplazar el transformador de la

S.E. Malabrigo por una de mayor capacidad, este hecho motiva el presente estudio. Se

ha de instalar la Nueva subestación Malabrigo que se conectará a la subestación de

Malabrigo existente mediante una línea de pequeña longitud, aproximadamente 1 km y

por otro lado la instalación de una nueva línea de 40 km de longitud en 138 KV que

conectará la subestación de Santiago de Cao con la Nueva subestación Malabrigo.

El área de influencia para el análisis del proyecto involucra a la subestación de

Santiago de Cao que se encuentra conectada al anillo de la subestación en 138KV de

la subestación Trujillo norte. El anillo en 138KV y la barra de 220KV se conectan

mediante dos transformadores trifásicos. Además en el anillo de S.E. Trujillo Norte se

encuentra conectado el SVC de Trujillo que tiene como función mantener la tensión del

anillo a su tensión nominal o a 1.0 p.u.

Las líneas dentro de nuestra área de estudio están básicamente en media tensión a

excepción de la línea en 138KV Santiago de Cao – Nueva S.E. Malabrigo el resto de

las líneas están en 34.5KV.

No se considera la entrada del generador eólico Malabrigo de 20MVA, por no tener

certeza sobre la fecha de su instalación y conexión al SEIN.

Los centros de generación dentro del área de influencia está conformado básicamente

por la central térmica de Trujillo que es encendida solo si se requiere pues la potencia

eléctrica es suministrada principalmente por la red.

Se debe mencionar que parte de la demanda de potencia en esta zona es auto

satisfecha por las propias industrias existentes en la zona y el resto es proporcionada

por la red, Las centrales existentes en el área de influencia del proyecto son la Central

Casa Grande, Central Cartavio, Central Trupal y la Central Eólica Malabrigo.



2. OBJETIVOS

El estudio de pre operatividad presente tiene los siguientes objetivos principales:

Analizar la operación del sistema vinculado a la S.E. Malabrigo en estado

estacionario para asegurar la calidad del servicio en relación a los niveles de

tensión en las principales barras del sistema y de los niveles de carga en las

líneas de transmisión y transformadores ante la presencia de los nuevos

equipamientos del presente proyecto.

Analizar la operación del sistema vinculado a la S.E. Malabrigo en estado

estacionario en escenarios de sensibilidad, con el fin de determinar la relevancia

de las líneas LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan y LT 34.5 Santiago de Cao – Paijan.

Analizar los niveles de corriente de falla ante cortocircuitos en las barras de las

subestaciones y asegurar que los equipos de interrupción existentes y previstos en

la zona cercana al proyecto tengan la capacidad suficiente para soportar esta

exigencia.

3. PERIODO DE ESTUDIO

Se ha previsto que la línea en 138kV SE Santiago de Cao – Nueva SE Malabrigo y la

Nueva SE Malabrigo, entrarán en operación el primer semestre del año 2011. Razón

por lo cual se establece que el periodo de análisis comprenderá desde el año 2011

hasta el año 2030. En este informe se analizará los años 2011 hasta el año 2019 y los

años 2023, 2027 y 2030, con el fin de fijar el equipamiento que haga viable la

operación del sistema vinculado a la nueva S.E. Malabrigo hasta el año final del

horizonte de estudio.

4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

Todos los cuadros de resultados numéricos y gráficos mostrados en el presente

Estudio, han sido obtenidos utilizando el programa computacional DIgSILENT Power

Factory 14.0.



5. MODELO DEL EQUIVALENTE DE RED EMPLEADO

Con la finalidad de calcular un equivalente de red en la barra de 138 kV de la S.E.

Trujillo Norte, se ha calculado la corriente de cortocircuito Trifásico e impedancias de

secuencia en esta barra.

Debido a que el ultimo plan de obras emitido por el COES muestra los proyectos de

generación, transmisión y grandes demandas, que tienen previsto ingresar hasta el

año 2015, el equivalente de red ha sido obtenido para este año, considerando los

proyectos que figuran en el plan de obras del COES. Este equivalente de red reflejará

el máximo aporte de corriente de cortocircuito que proporcionaría el SEIN.

En el Anexo 01 se muestra la el plan de obras elaborado por el COES, en el cual se

ha considerado el ingreso de las líneas en 500 kV que llegaran a la S.E. Trujillo.

Los parámetros del equivalente de Red son los siguientes:

Scc3f (MVA) 1570.09Icc3f (kA) 6.569Scc1f (MVA) 646.71Icc1f (kA) 8.117

Ro (ohm) 0.276 R1(ohm) 0.838 R2(ohm) 0.93Xo (ohm) 5.45 X1(ohm) 13.316 X2(ohm) 13.561Zo (ohm) 5.457 Z1(ohm) 13.342 Z2(ohm) 13.593

SEC. CERO SEC. POSITIVA SEC. NEGATIVA

R/X 0.06293181Z2/Z1 1.01881277Xo/X1 0.40928207Ro/Xo 0.0506422

6. DEMANDA EN EL AREA DE INFLUENCIA

Primero veamos una tabla donde se muestran algunos los proyectos futuros respecto a

repotenciación de transformadores de subestaciones en el área de influencia del

presente estudio y que tienen planeado ser ejecutados en la zona por Hidrandina.



N° UNID. FECHA1 20101 20101 20181 20181 20181 2017

* De acuerdo a Estudio de tarifas de SST y SCT, la fecha de puesta en servicio corresponde a dicho estudio** Obras proyectadas a futuro incluidas en el Estudio de tarifas SSt y SCT.

Cambios de unidades de transformación en subestaciones del Valle Chicama

Casagrande 2**Paijan**

Ampliacion Transf. 50 MVA 138/10 KVAmpliacion Transf. 8/10 MVA 34.5/10 KVAmpliacion Transf. 30/30/10 MVA 138/60/13.8 KVAmpliacion Transf. 9/5/4 MVA 60/34.5/10 KVAmpliacion Transf. 15 MVA 60/13.8 KVAmpliacion Transf. 5 MVA 34.5/10 KV

SUBESTACION MODIFICACIONMalabrigo*Casagrande 1Santiago de Cao**Casagrande 1**

De la tabla mostrada se ha considerado la ampliación, en la subestación de

Casagrande 1, del transformador el cual tendrá una nueva potencia de 8/10 MVA en

34.5/10KV, debido a que es un proyecto definido para el corto plazo.

Con respecto a la demanda mencionaremos que se ha realizado un estudio de

mercado por parte de la consultora para determinar una demanda real para el año

base de nuestro estudio, contrastarla con la información proporcionada por Hidrandina

y establecer la proyección de demanda en el área de influencia del presente estudio.

Se ha tomado como año base el 2010 y de ahí se realiza la proyección de la demanda

hasta el año 2030, los datos de demanda utilizados para hacer los flujos de potencia y

otros cálculos son los de demanda con proyección moderada o media es decir no se

ha utilizado ni la demanda de los escenarios pesimistas ni los escenarios optimistas.

Para hallar los factores de potencia de las cargas equivalentes que sirven para

modelar las cargas reales se han tomado como referencia los datos de las mediciones

de los alimentadores por unidad de negocio de todos los meses del año 2009 y del

2010 hasta el mes de mayo.

Con ello se ha realizado un estimado de los factores de potencia equivalentes de las

correspondientes cargas en el modelo unifilar de la red eléctrica de de Hidrandina en

área de interés, que hemos modelado para poder realizar un análisis adecuado.

Mostramos los factores de potencia utilizados en el estudio así como la proyección de

la demanda de las cargas del sistema unifilar modelado.



0.95430043 0.960.95430043 0.960.95430043 10.95430043 0.860928270.95430043 0.939990060.95430043 0.960.90898129 0.960.95430043 0.931116170.95430043 0.960.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.954300430.95430043

Lod Pesqueras

Lod CasaGrande 1Lod CasaGrande 2Lod ChavimochicLod Destileras UnidasLod Paijan

Cargas de las demas S.E.Facto depotencia

Lod FabricaLod AgroIndustriaLod Cartavio

SAENZ PEÑASEDALIB S.A.SEDALIP

Facto depotencia

Cargas de la S.E. Malabrigo

PESQUERA INDUSTRIALPESQUERA INDUSTRIAL EL ANGELPESQUERA INDUSTRIAL MALABRIGOPESQUERA TASAPJ0113

NUEVO MALABRIGO (pueblo)PESQUERA ALEXANDRAPESQUERA EXALMARPESQUERA HAYDUK S.A.PESQUERA IND. PACIFICO CENTRO

Lod Stgo CaoMALABRIGO (pueblo)Malabrigo ANs234

J. OLAYA 2LIMA 2LIMA 4

ALBERGUE BUEN ABRIGOCOPEINCAHARINAS ESPECIALES



ESCENARIO MEDIODescripción / años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Demanda a entrar en Digsilent 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020ALBERGUE BUEN ABRIGO 0.0535 0.0546 0.0560 0.0574 0.0619 0.0636 0.0650 0.06657 0.06815 0.06981 0.07154COPEINCA 1.2431 1.2680 1.3003 1.3341 1.4389 1.4771 1.5110 1.54658 1.58331 1.62186 1.66208HARINAS ESPECIALES 0.4813 0.4909 0.5034 0.5165 0.5571 0.5718 0.5850 0.59876 0.61298 0.62791 0.64347J. OLAYA 2 0.0846 0.0863 0.0885 0.0908 0.0979 0.1005 0.1028 0.10523 0.10773 0.11035 0.11309LIMA 2 0.1219 0.1243 0.1275 0.1308 0.1411 0.1448 0.1481 0.15163 0.15523 0.15901 0.16295LIMA 4 0.0591 0.0603 0.0619 0.0635 0.0685 0.0703 0.0719 0.07358 0.07533 0.07716 0.07907Lod Fabrica 6.8355 6.8550 6.8764 6.8983 6.9207 6.9438 6.9674 6.99154 7.01633 7.04173 7.06778Lod AgroIndustria 13.5664 14.1250 14.1250 14.1250 14.1250 14.1250 14.7900 14.79000 14.79000 14.79000 14.79000Lod Cartavio 2.3964 2.4700 2.5935 2.7232 2.8593 2.9880 3.1225 3.26297 3.40981 3.56325 3.72360Lod CasaGrande 1 1.6424 1.7259 1.8309 1.9406 2.1069 2.2782 2.4547 2.58491 2.72075 2.86237 3.00999Lod CasaGrande 2 4.6760 4.8332 5.0930 5.3636 5.6453 5.9385 6.2438 6.56142 6.89197 7.23586 7.59765Lod Chavimochic 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.1184 0.2368 0.3395 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948Lod Destileras Unidas 0.6650 0.6650 0.6650 0.6650 0.6650 0.6650 0.7648 0.76475 0.76475 0.76475 0.76475Lod Paijan 1.9364 2.1544 2.2552 2.3799 2.6486 3.1262 3.4160 3.53096 3.67301 3.79743 3.95097Lod Pesqueras 0.0000 13.3200 14.6700 14.6700 14.6700 15.3000 18.4500 19.80000 19.80000 19.80000 19.80000Lod Stgo Cao 11.4000 11.4000 11.4000 11.4000 11.4267 11.4400 11.4533 11.45334 11.45334 11.45334 11.45334MALABRIGO (pueblo) 0.0245 0.0250 0.0256 0.0263 0.0284 0.0291 0.0298 0.03048 0.03120 0.03196 0.03275Malabrigo ANs234 * 7.9804 8.1399 8.3476 8.5644 9.2370 9.4821 9.7002 9.92843 10.16416 10.41167 10.66983NUEVO MALABRIGO (pueblo) 0.0079 0.0080 0.0082 0.0085 0.0091 0.0094 0.0096 0.00981 0.01004 0.01029 0.01054PESQUERA ALEXANDRA 1.1360 1.1587 1.1883 1.2191 1.3149 1.3498 1.3808 1.41331 1.44687 1.48210 1.51885PESQUERA EXALMAR 0.8570 0.8741 0.8964 0.9197 0.9919 1.0182 1.0416 1.06614 1.09146 1.11804 1.14576PESQUERA HAYDUK S.A. 1.7094 1.7436 1.7881 1.8345 1.9786 2.0311 2.0778 2.12668 2.17717 2.23019 2.28549PESQUERA IND. PACIFICO CENTRO 0.0934 0.0953 0.0977 0.1003 0.1081 0.1110 0.1136 0.11624 0.11900 0.12190 0.12492PESQUERA INDUSTRIAL 0.0148 0.0151 0.0155 0.0159 0.0172 0.0176 0.0180 0.01845 0.01889 0.01935 0.01983PESQUERA INDUSTRIAL EL ANGEL 1.2313 1.2559 1.2879 1.3214 1.4252 1.4630 1.4966 1.53184 1.56821 1.60640 1.64623PESQUERA INDUSTRIAL MALABRIGO 0.2209 0.2253 0.2311 0.2371 0.2557 0.2625 0.2685 0.27481 0.28133 0.28818 0.29533PESQUERA TASA 0.1907 0.1945 0.1995 0.2046 0.2207 0.2266 0.2318 0.23724 0.24287 0.24878 0.25495PJ0113 0.6429 0.6558 0.6725 0.6900 0.7441 0.7639 0.7815 0.79985 0.81884 0.83878 0.85958SAENZ PEÑA 0.0345 0.0352 0.0361 0.0371 0.0400 0.0410 0.0420 0.04296 0.04398 0.04505 0.04617SEDALIB S.A. 0.0181 0.0185 0.0190 0.0195 0.0210 0.0216 0.0221 0.02257 0.02311 0.02367 0.02426SEDALIP 0.0927 0.0945 0.0969 0.0994 0.1072 0.1101 0.1126 0.11528 0.11801 0.12089 0.12388Carga total solo de la S.E. Malabrigo 8.3177 8.4839 8.7004 8.9263 9.6273 9.8828 10.1102 10.34801 10.59370 10.85167 11.12074* Malabrigo ANs234 representa la suma de la demanda de los alimetadores 2, 3 y 4 de Malabrigo

POTENCIA EN MW CONSIDERANDO FACTOR DE SIMULTANEIDAD



ESCENARIO MEDIODescripción / años 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Demanda a entrar en Digsilent 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030ALBERGUE BUEN ABRIGO 0.07303 0.07459 0.07623 0.07793 0.07972 0.08125 0.08286 0.08454 0.08630 0.08814COPEINCA 1.69679 1.73296 1.77105 1.81066 1.85225 1.88779 1.92514 1.96429 2.00507 2.04794HARINAS ESPECIALES 0.65691 0.67092 0.68567 0.70100 0.71710 0.73086 0.74532 0.76048 0.77627 0.79286J. OLAYA 2 0.11545 0.11791 0.12050 0.12320 0.12603 0.12845 0.13099 0.13365 0.13643 0.13934LIMA 2 0.16635 0.16990 0.17363 0.17752 0.18160 0.18508 0.18874 0.19258 0.19658 0.20078LIMA 4 0.08073 0.08245 0.08426 0.08614 0.08812 0.08981 0.09159 0.09345 0.09539 0.09743Lod Fabrica 7.09447 7.12183 7.14988 7.17863 7.20809 7.23829 7.26925 7.30098 7.33351 7.36685Lod AgroIndustria 15.58800 15.58800 15.58800 15.58800 15.58800 16.54560 16.54560 16.54560 16.54560 16.54560Lod Cartavio 3.89116 4.06626 4.24924 4.44046 4.64028 4.84909 5.06730 5.29533 5.53362 5.78263Lod CasaGrande 1 3.16382 3.32406 3.49095 3.66472 3.84021 4.02447 4.21794 4.42109 4.63439 4.85837Lod CasaGrande 2 7.97754 8.37641 8.79523 9.23499 9.69674 10.18158 10.69066 11.22519 11.78645 12.37578Lod Chavimochic 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948 0.33948Lod Destileras Unidas 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946 0.87946Lod Paijan 4.07949 4.18591 4.32180 4.43550 4.57918 4.70557 4.83519 4.93961 5.07510 5.21403Lod Pesqueras 22.95000 23.40000 23.40000 23.40000 23.40000 25.65000 25.65000 25.65000 25.65000 25.65000Lod Stgo Cao 11.45334 13.16334 13.16334 13.16334 13.16334 13.16334 13.16334 13.16334 13.16334 13.16334MALABRIGO (pueblo) 0.03344 0.03415 0.03490 0.03568 0.03650 0.03720 0.03794 0.03871 0.03951 0.04036Malabrigo ANs234 * 10.89267 11.12490 11.36944 11.62370 11.89066 12.11885 12.35857 12.60995 12.87174 13.14690NUEVO MALABRIGO (pueblo) 0.01076 0.01099 0.01123 0.01149 0.01175 0.01198 0.01221 0.01246 0.01272 0.01299PESQUERA ALEXANDRA 1.55057 1.58363 1.61844 1.65463 1.69264 1.72512 1.75924 1.79503 1.83229 1.87146PESQUERA EXALMAR 1.16969 1.19462 1.22088 1.24819 1.27685 1.30136 1.32710 1.35409 1.38220 1.41175PESQUERA HAYDUK S.A. 2.33322 2.38296 2.43534 2.48981 2.54699 2.59587 2.64722 2.70106 2.75714 2.81608PESQUERA IND. PACIFICO CENTRO 0.12753 0.13025 0.13312 0.13609 0.13922 0.14189 0.14470 0.14764 0.15070 0.15393PESQUERA INDUSTRIAL 0.02024 0.02067 0.02113 0.02160 0.02210 0.02252 0.02297 0.02343 0.02392 0.02443PESQUERA INDUSTRIAL EL ANGEL 1.68061 1.71644 1.75417 1.79340 1.83459 1.86979 1.90678 1.94556 1.98595 2.02841PESQUERA INDUSTRIAL MALABRIGO 0.30150 0.30792 0.31469 0.32173 0.32912 0.33544 0.34207 0.34903 0.35628 0.36389PESQUERA TASA 0.26028 0.26583 0.27167 0.27774 0.28412 0.28958 0.29530 0.30131 0.30757 0.31414PJ0113 0.87753 0.89624 0.91594 0.93642 0.95793 0.97631 0.99563 1.01588 1.03697 1.05913SAENZ PEÑA 0.04713 0.04814 0.04920 0.05030 0.05145 0.05244 0.05348 0.05456 0.05570 0.05689SEDALIB S.A. 0.02477 0.02529 0.02585 0.02643 0.02704 0.02755 0.02810 0.02867 0.02927 0.02989SEDALIP 0.12647 0.12917 0.13201 0.13496 0.13806 0.14071 0.14349 0.14641 0.14945 0.15264Carga total solo de la S.E. Malabrigo 11.35300 11.59504 11.84991 12.11492 12.39317 12.63100 12.88085 13.14285 13.41570 13.70249

POTENCIA EN MW CONSIDERANDO FACTOR DE SIMULTANEIDAD



7. MODELAMIENTO DE LA RED

El modelo que se ha considerado para los análisis de flujo de potencia y cortocircuito

del presente estudio corresponde a un sistema reducido con énfasis en el

modelamiento de la red ubicado dentro del área de influencia del proyecto; ha sido

posible emplear un modelo reducido debido a que el equivalente de red (Thevenin) ha

sido calculado a partir de la base de datos del COES, sobre el cual se ha incorporado

los proyectos de inversión que figuran en el plan de obras realizado por el COES.

El modelo implementado para el proyecto representa todo el equipamiento instalado.

El equipamiento consiste en una línea de transmisión en alta tensión 138 kV y una

subestación de transformación S.E. Malabrigo Nuevo.

8. METODOLOGIA

La metodología que se ha de seguir consiste en lo siguiente: se modelará el diagrama

unifilar del sistema eléctrico del área de influencia en la cual se encuentra la S.E.

Malabrigo y todas la otras subestaciones, líneas y equipos alrededor de ésta.

El modelo implementado para el proyecto representa todo el equipamiento eléctrico

instalado actualmente y los nuevos equipos a instalarse los cuales están conformados

por una línea de transmisión en 138 kV y una nueva subestación conformada

principalmente por un transformador de potencia.

Se procederá a realizar un análisis sobre tres alternativas para instalar los nuevos

equipos, las cuales consisten lo siguiente:

Primera alternativa

Consiste en conectar la línea en 138kv entre las subestaciones de Santiago de Cao y

la Nueva subestación Malabrigo, Transformador de 138/34.5/22.9 kV y de la barra en

34.5kv de la nueva subestación Malabrigo conectar a través de una línea de 1km

aproximadamente las subestaciones S.E. Malabrigo y la nueva SE Malabrigo. Las

nuevas cargas se alimentarán desde la barra en 22.9kv de la SE Nueva Malabrigo

Respecto a esta alternativa se realizará un análisis de sensibilidad el cual consiste en

considerar que la línea Malabrigo – Paijan este operando es decir este conectada ya

que normalmente esta línea está abierta, sin operar.



Segunda alternativa

Consiste en conectar la nueva línea en 138kv entre la SE Santiago de Cao y la SE

Nueva Malabrigo la cual será de tres devanados con tensiones de 138/22.9/10kv y de

la barra en 10kv de la SE Nueva Malabrigo alimentar a las cargas de Malabrigo

existente y las cargas futuras se alimentaran desde la barra en 22,9kv de la SE Nueva

Malabrigo. Se realizaran tres sensibilidades para esta alternativa una de ellas consiste

en tener en cuenta la presencia de la LT 34.5kv Malabrigo-Paijan, otra sensibilidad

será ver la situación cuando la LT 34.5kv Santiago de Cao-Malabrigo existente no se

considera en el análisis y la ultima sensibilidad consiste de ambos casos a la vez es

decir la con la LT Malabrigo-Paijan y sin la LT Santiago de Cao-Malabrigo.

Tercera alternativa

Consiste en conectar la nueva línea en 138kv entre la SE Santiago de Cao y la SE

Nueva Malabrigo la cual será de tres devanados con tensiones de 138/22.9/10kv,

asimismo se alimentará toda la demanda de la SE Malabrigo existente conectándola

en la barra de 10kv de la SE Nueva Malabrigo las nuevas cargas se conectaran en la

barra de 22.9kv de esta subestación.

No se consideran sensibilidades como en las alternativas anteriores porque en esta

alternativa se considera que la SE Malabrigo existente dejará de operar así como las

líneas que unían ésta subestación con las subestaciones de Paijan y Santiago de Cao.

Para la tres alternativas planteadas así como sus sensibilidades se procederá a

realizar flujos de potencia para los años 2011 hasta el 2030, con el fin de apreciar si se

presentan sobrecargas en líneas, además de observar los niveles de tensión en las

barras a lo largo de las años considerados en el presente estudio; por otro lado se

determinará los equipos adicionales como bancos de capacitores o si es necesario

incrementar la potencia del transformador de una determinada subestación para que la

alternativa planteada pueda operar adecuadamente, determinaremos en que años se

requiere realizar terminado equipamiento adicional.

Este análisis ayudará al momento de elegir entre una u otra alternativa, ya que se

podrá establecer el monto estimado que demandará cada alternativa para que llegue

operando en forma aceptable al año 2030.



9. PARÁMETROS ELÉCTRICOS

Los parámetros eléctricos considerados en el modelo empleado para realizar las

simulaciones se muestran a continuación:

9.1 Parámetros eléctricos de las Líneas de Transmisión:

La nueva línea de transmisión que enlaza la S.E. Santiago de Cao con la S.E.

Malabrigo en 138Kv se encuentra resaltada en la tabla de líneas, también nos ha

parecido conveniente mostrar las características eléctricas de las demás líneas en la

zona.

LINEALONGITUD

( Km )Vn

(KV)In

(A)R

(ohm/Km)X

(ohm/Km)B

(uS/Km)R0

(ohm/Km)X0

(ohm/Km)B0

(uS/Km)138_TrujilloNorte_Cao 26.80 138 0.4000 0.1857 0.4800 3.3926 0.3236 1.6270 1.6384138_Cao_N Malabrigo 39.50 138 0.3181 0.1671 0.4800 3.3926 0.3236 1.6270 1.6384034_Cao_Cartavio 1.60 34.5 0.3400 0.3150 0.4330 3.5776 0.0000 0.0000 0.0000034_Cao_CasaGrande1 24.90 34.5 0.3400 0.3150 0.4330 3.5776 0.6300 1.7320 2.1465034_Cao_Malabrigo 41.38 34.5 0.5650 0.1590 0.4657 3.5776 0.3180 1.8628 2.1465034_Cartavio_DestilerasUnidas 0.23 34.5 0.2770 0.4143 0.4548 3.5776 0.0000 0.0000 0.0000034_CasaGrande1_CasaGrande2 6.55 34.5 0.3400 0.3150 0.4330 3.5776 0.6300 1.7320 2.1465034_CasaGrande1_Paijan 13.58 34.5 0.2500 0.5425 0.4574 3.8277 1.0850 1.8296 2.2966034_Malabrigo_Paijan 17.75 34.5 0.2770 0.4143 0.4548 3.5776 0.8286 1.8192 2.1465034_N Malabrigo_Malabrigo 2.70 34.5 0.5650 0.1590 0.4657 3.5776 0.3180 1.8628 2.1465013_CGrande2_AgroIndustria 1.00 13.8 0.2800 0.5486 0.5282 3.0122 0.7263 1.7132 1.7490010_N Malabrigo_Malabrigo 1.20 10 0.2800 0.5486 0.5282 3.0122 0.7263 1.7132 1.7490

PARAMETROS ELECTRICOS DE LAS LINEAS DE TRANSMISION

9.2 Parámetros eléctricos del Transformador:

El transformador de la nueva S.E. Malabrigo será de regulación automática y para

fines de simulación se ha considerado para cada alternativa analizada los siguientes

parámetros eléctricos:

PAEAMETROSPotencia nominalRelación de TransformaciónRegulación (Taps)Grupo de conexiónTensión de Cortocircuito 13.9% /2.4% / 6.8% 13.9% / 6.8% / 2.4%

138/34.5/22.9 kV 138/22.9.5/10 kV +5 /-15*1% en el lado de alta +5 /-15*1% en el lado de altaYN0d5yn0 YN0yn0d10

PARAMETROS ELECTRICOS DE LOS TRANSFORMADORES

ALTERNATIVA 01 ALTERNATIVAS 02 Y 0336/12/24 MVA (ONAN) 45/15/30 (ONAF) 36/24/12 MVA (ONAN) 45/30/15 (ONAF)



10. CRITERIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

Para evaluar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SEIN con el

sistema de transmisión y generación asociado al Proyecto, se aplican los siguientes

criterios:

Cumplimiento de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

(NTCSE): el sistema debe operar dentro de las tolerancias establecidas para la

variación de tensión y por debajo de su capacidad máxima de transmisión o

transporte de electricidad, sin sobrecarga en operación normal y el margen de

sobrecarga en condiciones de emergencia.

Soportabilidad frente a contingencias: se evalúa el impacto de las contingencias o

pérdida de un circuito de transmisión.

10.1 CRITERIOS PARA EVALUAR LOS RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE FLUJO DE POTENCIA

- La variación de la tensión en barras de suministro del sistema en operación

normal es de ±5 % de la Tensión nominal.

- La variación de la tensión en barras del sistema de transmisión en operación

normal es de ±2,5 % de la Tensión de operación.

- El limite de carga de las líneas y transformadores es hasta el 100% de su

Potencia nominal (MVA) en operación normal.

- No se permite sobrecargas en transformadores, en operación normal.

- La sobrecarga en líneas y transformadores no debe superar el 20% por cuatro

horas.

10.2 CRITERIOS PARA EVALUAR LOS RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE CONTINGENCIA

- La variación de la tensión en barras de suministro del sistema en contingencia

es de +5% y -10% de la Tensión de operación.

- La variación de la tensión en barras del sistema de transmisión en contingencia

es de +10% y -10% de la Tensión de operación para barras en 220kV y para

barras menores o iguales a 138kV es de +5% y -10% de la Tensión de

operación.

- El limite de carga de las líneas y transformadores es hasta lo que admita el

equipo de acuerdo a las fichas técnicas.



- La sobrecarga en líneas y transformadores no debe superar el 20% por cuatro

horas.

10.3 CRITERIOS PARA EVALUAR LOS RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE CORTOCIRCUITO

- El sistema será evaluado considerando la norma IEC 909 2001.

- Se analizan fallas simétricas y asimétricas, para casos de cortocircuito trifásico,

cortocircuito bifásico a tierra y cortocircuito monofásico a tierra.

11. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

En el presente informe se analizará el comportamiento del sistema eléctrico vinculado

a la nueva S.E. Malabrigo, para lo cual se ha realizado flujos de potencia en operación

normal para tres alternativas, las cuales a su vez presentarían casos de sensibilidad,

todo ello con el fin de determinar la mejor alternativa Técnica para la operación

adecuada del sistema eléctrico vinculado a la nueva S.E. Malabrigo.

A continuación de resume los escenarios que serán analizados en el presente informe:

ALTERNATIVA 01:

Consiste en unir la nueva S.E. Malabrigo con la S.E Malabrigo existente a través de

una línea en 34.5 kV de 2.7 km de longitud. Con lo cual se dejaría de operar la LT 34.5

kV Santiago de cao – Malabrigo existente, de 41.38 km de longitud.

SENSIBILIDAD 01: Operar la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan (Actualmente

normalmente abierto)

ALTERNATIVA 02:


tres líneas en 10 kV de 1.2 km de longitud. La LT 34.5 kV Santiago de cao – Malabrigo

existente, de 41.38 km de longitud, continuaría operando.

SENSIBILIDAD 01: Operar la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan (Actualmente

normalmente abierto)



SENSIBILIDAD 02: Sin Operar la LT 34.5 kV Santiago de cao – Malabrigo.

SENSIBILIDAD 03: Sensibilidad 01 y Sensibilidad 02 ocurren simultáneamente.

ALTERNATIVA 03:

Consiste en trasladar toda la carga de la S.E Malabrigo existente hacia la nueva S.E.

Malabrigo. Con lo cual se dejaría de operar la LT 34.5 kV Santiago de cao – Malabrigo

existente, de 41.38 km de longitud, la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan, de 17.75 km de

longitud y la S.E. Malabrigo existente.

11.1 ALTERNATIVA 01:


una línea en 34.5 kV de 2.7 km de longitud. Con lo cual se dejaría de operar la LT 34.5

kV Santiago de cao – Malabrigo existente, de 41.38 km de longitud.

Para hacer viable esta alternativa se ha realizado un equipamiento progresivo, el cual

consiste básicamente en repotenciar algunas subestaciones y colocar equipos de

compensación reactiva para mejorar el perfil de tensiones en el área de influencia.

Para esta alternativa se plantea el siguiente equipamiento progresivo:

AÑO201120112012201620162017202320232027202720272030203020302030 Transformador Casa Grande2 a ONAF

ALTERNATIVA 01

Transformador Nuevo MalAbrigo a ONAFNuevo Transformador de 6.5 MVA en Paijan

Banco de capacitores de 2.5 MVAR en Nuevo Malabrigo

Segundo Banco de capacitores de 1.5 MVAR enCasagrande 1Trasladar carga excedente de la SE Malabrigo a la SE Nueva Malabrigo

Banco de capacitores de 3 MVAR en Malabrigo (antiguo)Banco de capacitores de 1.5 MVAR en Paijan

Banco de capacitores de 1.5 MVAR enCasagrande 1

Transformador MalAbrigo a ONAF

Segundo Banco de capacitores de 1.5 MVAR en Paijan

ACCIONTransformador Casa Grande2 a ONAF hasta que la CT Casa Grande 2 incremente su generacionNuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1Central Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MWTransformador Paijan a ONAF

A continuación se muestran tablas resumen de los valores obtenidos de las

simulaciones efectuadas para esta alternativa.



A. Resultados de Flujos en Líneas de Transmisión

P (MW) Pérd. (MW) %Sn P (MW) Pérd. (MW) %Sn2011 35.472 0.377 40.046 22.041 0.180 30.3342012 32.392 0.377 40.195 23.731 0.238 35.1612013 32.511 0.375 40.087 23.979 0.244 35.5932014 34.710 0.406 41.666 24.863 0.265 37.0672015 36.893 0.451 43.854 25.908 0.288 38.5992016 41.803 0.525 47.208 29.454 0.349 42.2712017 44.352 0.599 50.411 31.141 0.395 44.9742018 45.173 0.621 51.350 31.418 0.405 45.5282019 46.118 0.647 52.396 31.692 0.407 45.6712023 56.912 0.967 63.963 36.341 0.555 53.2582027 62.131 1.163 70.118 39.828 0.663 58.0882030 65.026 1.260 72.962 40.649 0.686 59.074

FLUJO DE POTENCIA (MW)

AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 138 KVLT 138 kV Trujillo Norte - Santiago de Cao LT 138 kV Santiago de Cao - MalAbrigo Nuevo



AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 34.5 KVLT 34.5 kV MalAbrigo - MalAbrigo Nuevo LT 34.5 kV Paijan - MalAbrigo



AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 34.5 KVLT 34.5 kV Santiago de Cao - Casa Grande1 LT 34.5 kV Casa Grande1 - Paijan



De las tablas mostradas se puede apreciar que no se presentarían problemas de

sobrecarga en las líneas de transmisión, la línea LT 138 kV Trujillo Norte - Santiago de

Cao, operaria el año 2030 con un nivel de carga igual a 72.962% de su capacidad

nominal y la nueva línea LT Santiago de Cao - Nueva Malabrigo para el año 2030

operaria con un nivel de carga igual a 59.074%, por otro lado, el 2030 se aprecia una

disminución en el flujo de potencia por la LT 34.5 kV Malabrigo – Nueva Malabrigo, lo

cual se debe a que para este año sería necesario trasladar una parte de la carga de la

S.E. Malabrigo existente hacia la nueva S.E. Malabrigo, para contribuir a mejorar el

perfil de tensiones de la zona y para evitar una sobrecarga en el transformador de

Malabrigo.

B. Resultados de Flujos en Transformadores

P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn2011 13.055 0.096 56.880 21.861 0.201 74.0282012 8.283 0.095 47.077 23.493 0.258 79.6012013 8.157 0.096 45.164 23.735 0.269 81.9982014 9.441 0.097 44.443 24.598 0.298 88.3462015 10.534 0.097 46.994 25.620 0.312 89.8752016 11.824 0.098 47.103 29.105 0.345 89.2782017 12.612 0.097 50.540 30.746 0.372 94.9882018 13.133 0.097 51.981 31.013 0.388 96.1572019 13.779 0.098 55.259 31.285 0.397 96.4582023 19.603 0.098 72.068 35.786 0.310 89.9862027 21.140 0.098 79.464 39.166 0.382 98.1482030 23.117 0.098 85.884 39.962 0.365 99.813


AÑOS DEANALISIS

TRANSFORMADORES CON DEV. DE ALTA EN 138 KVTr3 Santiago de Cao 138/34.5/13.8 kV Tr3 Nuevo Malabrigo 138/34.5/22.9 kV



AÑOS DEANALISIS

TRANSFORMADORES CON DEV. DE ALTA EN 34.5 KVTr2 Malabrigo 34.5/10 kV Tr2 Paijan 34.5/10 kV




AÑOS DEANALISIS

TRANSFORMADORES CON DEV. DE ALTA EN 34.5 KVTr2 Casa Grande1 34.5/10 kV Tr2 Casa Grande2 34.5/13.8 kV


Con el equipamiento progresivo planteado se evita tener transformadores operando

sobrecargados, el transformador con menor nivel de carga es el transformador

instalado en la S.E. Casagrande 1.

Como se puede apreciar de las tablas el transformador de Casagrande 2, solo para el

año 2011, se encuentra levemente sobrecargado y esto se debe a que para este año

no se ha realizado la re-potenciación de la central Casagrande.

C. Resultados de Tensiones en Barras

pu kV pu kV pu kV pu kV pu kV2011 0.994 137.192 0.981 135.446 1.030 35.520 0.974 33.586 0.958 33.0512012 0.991 136.750 0.972 134.164 1.024 35.312 0.976 33.659 0.965 33.2802013 0.991 136.780 0.972 134.149 1.027 35.421 0.978 33.724 0.966 33.3372014 0.991 136.764 0.971 133.994 1.033 35.650 0.981 33.828 0.969 33.4242015 0.992 136.914 0.971 134.021 1.035 35.694 0.980 33.809 0.968 33.4082016 0.991 136.715 0.970 133.822 1.041 35.916 0.984 33.950 0.973 33.5642017 0.989 136.454 0.966 133.328 1.036 35.759 0.977 33.698 0.962 33.1732018 0.988 136.390 0.965 133.198 1.036 35.753 0.975 33.650 0.960 33.1292019 0.994 137.239 0.971 134.031 1.039 35.835 0.976 33.678 0.961 33.1382023 0.990 136.557 0.961 132.682 1.037 35.780 0.967 33.360 0.952 32.8552027 0.986 136.108 0.956 131.958 1.041 35.917 0.973 33.576 0.961 33.1432030 0.985 135.984 0.955 131.812 1.040 35.885 0.966 33.340 0.946 32.647

NMalAbrigo 138KV Stgo. de Cao 34.5KVBARRAS

TENSIONES EN POR UNIDAD (pu) Y KILOVOLTIOS (kV)

AÑOS DEANALISIS Stgo. de Cao 138KV CGrande1 34.5KV CGrande2 34.5KV




AÑOS DEANALISIS

TENSIONES EN POR UNIDAD (pu) Y KILOVOLTIOS (kV)BARRAS

NMalAbrigo 34.5KV NMalAbrigo 22.9KV MalAbrigo 34.5KV Paijan 34.5KV Paijan 10KV

El perfil de tensiones es adecuado, pues si bien el perfil de tensiones en la barra de

34.5 kV de la subestación Paijan se encuentran por debajo de 0.95 pu, este puede ser

elevado con los taps del transformador instalado en la S.E. Paijan.

11.1.1 SENSIBILIDAD N° 1:

Consiste en operar la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan, que actualmente se encuentra

normalmente abierto.





AÑO20112011201220162016201720232023202720272027203020302030

Banco de capacitores de 1.5 MVAR en PaijanTransformador MalAbrigo a ONAFTransformador Nuevo MalAbrigo a ONAFNuevo Transformador de 6.5 MVA en Paijan

Segundo Banco de capacitores de 1.5 MVAR enCasagrande 1Banco de capacitores de 2.5 MVAR en Nuevo MalAbrigo

Transformador Casa Grande2 a ONAF

ALTERNATIVA 01

ACCION

Nuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1Central Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MWTransformador Paijan a ONAFBanco de capacitores de 3 MVAR en Malabrigo (antiguo)

Segundo Banco de capacitores de 1.5 MVAR en Paijan

SENSIBILIDAD 01: CON LA LINEA DE TRANSMISION MALABRIGO - PAIJAN

Banco de capacitores de 1.5 MVAR en Casa Grande 1

Transformador Casa Grande2 a ONAF hasta que la CT Casa Grande 2 incremente su generacion








AÑOS DEANALISIS



AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 34.5 KVLT 34.5 kV MalAbrigo - MalAbrigo Nuevo LT 34.5 kV Paijan - MalAbrigo




AÑOS DEANALISIS




Como se puede apreciar en las tablas, la LT 34.5 kV Paijan – Malabrigo transmite una

potencia reducida, transmitiendo en promedio 2.604 MW.

La LT 138 kV Trujillo Norte – Santiago de Cao, no presentara problemas de

sobrecarga. La nueva LT 138 kV Santiago de cao – Nueva Malabrigo, llegara a un

nivel de carga igual a 58.716% de su capacidad nominal para el año 2030.




AÑOS DEANALISIS

TRANSFORMADORES CON DEV. DE ALTA EN 138 KVTr3 Santiago de Cao 138/34.5/13.8 kV Tr3 Nuevo Malabrigo 138/34.5/22.9 kV



AÑOS DEANALISIS






AÑOS DEANALISIS


Con el equipamiento progresivo planteado se evita tener transformadores operando

sobrecargados, el transformador con menor nivel de carga es el transformador

instalado en la S.E. Casagrande 1.







AÑOS DEANALISIS


NMalAbrigo 34.5KV NMalAbrigo 22.9KV MalAbrigo 34.5KV Paijan 34.5KV Paijan 10KV



El perfil de tensiones es adecuado, pues si bien el perfil de tensiones en la barra de

34.5 kV de la subestación Paijan se encuentran por debajo de 0.95 pu, este puede ser

elevado con los taps del transformador instalado en la S.E. Paijan. El perfil de

tensiones mejora ligeramente respecto al caso de no operar la LT 34.5 kV Malabrigo –

Paijan, pues esta línea al operar con una bajo nivel de carga, se comportaría como un

banco de capacitores inyectando potencia reactiva y por lo tanto mejorando el perfil de

tensiones.



tres líneas en 10 kV de 1.2 km de longitud. La LT 34.5 kV Santiago de cao – Malabrigo

existente, de 41.38 km de longitud, continuaría operando.





AÑO20112011201220162016201920232023202720272030

Segundo Banco de 1.5 MVAR en SE Casagrande 1


Banco de capacitores de 1.5 MVAR en CasaGrande1Transformador Nuevo MalAbrigo a ONAFSegundo Bando de 1.5 MVAR en SE Paijan

ACCIONALTERNATIVA 02

Central T Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MWNuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1

Banco de capacitores de 1.5 MVAR en Paijan

Nuevo Transformador de 6.5 MVA en Paijan


Transformador Paijan a ONAF








AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 138 KVLT 138 kV Trujillo Norte - Santiago de Cao LT 138 kV Santiago de Cao - Malabrigo Nuevo


AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 34.5 KVLT 10 kV Malabrigo-Malabrigo Nuevo (1 Terna) LT 34.5 kV Paijan - Malabrigo




AÑOS DEANALISIS




P (MW) Pérd. (MW) %Sn2011 1.592 0.068 10.6292012 2.077 0.076 11.2102013 2.040 0.077 11.2782014 1.977 0.068 10.6302015 1.938 0.070 10.7812016 2.034 0.078 11.3272017 2.250 0.079 11.3812018 1.933 0.073 10.9462019 1.966 0.076 11.1852023 1.788 0.065 10.3432027 1.990 0.070 10.7312030 1.839 0.085 11.863

AÑOS DEANALISIS LT 34.5 kV Santiago de Cao - MalAbrigo

LINEAS DE TRANSMISION EN 34.5 KVFLUJO DE POTENCIA (MW)

Como se puede apreciar en las tablas, la LT 34.5 kV Santiago de Cao – Malabrigo

transmite una potencia reducida, transmitiendo en promedio 1.952 MW para todos los

años de estudio.







AÑOS DEANALISIS

TRANSFORMADORES CON DEV. DE ALTA EN 138 KVTr3 Santiago de Cao 138/34.5/13.8 kV Tr3 Nuevo Malabrigo 138/22.9/10 kV





AÑOS DEANALISIS




AÑOS DEANALISIS


El transformador con menor nivel de carga es el transformador instalado en la S.E.

Casagrande 1, mientras que el transformador Casa Grande 2 solo para el año 2011

operaría ligeramente sobrecargado, este escenario se presentaría hasta que la central

Casagrande incremente su generación.









AÑOS DEANALISIS


NMalAbrigo 22.9KV NMalAbrigo 10KV MalAbrigo 34.5KV Paijan 34.5KV Paijan 10KV

El perfil de tensiones es adecuado, el 2030 se puede apreciar en la tabla que el 2023

la barra en 34.5kv de la S.E. Paijan tiene una tension por debajo de 0.95 pu, este

puede ser elevado con los taps del transformador instalado en la S.E. Paijan. Al operar

con una bajo nivel de carga, la LT 34.5 kV Santiago de Cao - Malabrigo se comportaría

como un banco de capacitores, mejorando el perfil de tensiones en la barra de 34.5 kV

de la subestación Malabrigo.


Consiste en operar la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan, que actualmente se encuentra

normalmente abierto.







AÑO20112011201220172023202320272030 Transformador Casa Grande2 a ONAF

SENSIBILIDAD 01: CON LA LINEA DE TRANSMISION MALABRIGO - PAIJAN

Nuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1Central T Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MWTransformador Paijan a ONAFTransformador Nuevo MalAbrigo a ONAF

ALTERNATIVA 02

ACCIONTransformador Casa Grande2 a ONAF hasta que la CT Casa Grande 2 incremente su generacion

Nuevo Transformador de 6.5 MVA en PaijanBanco de capacitores de 3 MVAR en Paijan






AÑOS DEANALISIS




AÑOS DEANALISIS






AÑOS DEANALISIS


P (MW) Pérd. (MW) %Sn2011 2.188 0.073 10.9962012 2.285 0.077 11.2922013 2.318 0.080 11.4692014 2.392 0.078 11.3012015 2.509 0.085 11.8252016 2.661 0.089 12.0452017 2.862 0.088 11.9612018 2.778 0.093 12.3302019 2.816 0.097 12.5882023 2.938 0.091 12.1792027 3.271 0.100 12.7732030 3.357 0.103 12.980


AÑOS DEANALISIS

LINEAS DE TRANSMISION EN 34.5 KVLT 34.5 kV Santiago de Cao - MalAbrigo

Como se puede apreciar en las tablas, la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan transmiten una

potencia reducida, transmitiendo en promedio 1.553 MW.









AÑOS DEANALISIS


P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn2011 0.573 0.039 32.709 2.169 0.014 61.2112012 1.867 0.040 34.237 2.271 0.015 63.8662013 1.762 0.040 34.108 2.397 0.017 67.6392014 1.586 0.038 30.597 2.669 0.020 75.6452015 1.401 0.038 30.175 3.154 0.028 90.3412016 1.158 0.036 26.660 3.448 0.032 99.5192017 1.408 0.036 25.627 3.554 0.023 82.0822018 1.049 0.037 27.268 3.698 0.025 85.3952019 1.037 0.036 26.898 3.824 0.027 88.7442023 0.423 0.034 17.818 4.343 0.021 77.5292027 0.668 0.036 25.995 4.858 0.023 79.3602030 -0.240 0.037 27.080 5.240 0.026 84.791


AÑOS DEANALISIS



AÑOS DEANALISIS



El transformador con menor nivel de carga es el transformador instalado en la S.E.

Malabrigo existente, mientras que el transformador Casa Grande 2 solo para el año

2011 operaría muy cercano a su capacidad nominal, este escenario se presentaría



hasta que la central Casagrande incremente su generación.







AÑOS DEANALISIS



El perfil de tensiones es adecuado, de las diversas barras podemos que la barra en

34.5kV de la subestación Paijan tiene valores más bajos que las otras barras pero

estos se encuentran dentro lo establecido por la NTCSE. De los flujos de potencia

través de las líneas vistos pudimos apreciar que la línea LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan

y la línea LT 34.5 kV Casagrande 1 – Paijan operan con una bajo nivel de carga por lo

cual se comportan como bancos de capacitores, mejorando el perfil de tensiones.


Consiste en desactivar la LT 34.5 kV Santiago de cao – Malabrigo.







AÑO2011201120122016201820232023202720272030

SENSIBILIDAD 02: SIN LA LINEA DE TRANSMISION CAO - MALABRIGO

Banco de capacitores de 3 MVAR en Casa Grande 1Transformador Nuevo MalAbrigo a ONAFBanco de capacitores de 2.5 MVAR en Nueva MalabrigoNuevo Transformador de 6.5 MVA en PaijanTransformador Casa Grande2 a ONAF

ACCIONTransformador Casa Grande2 a ONAF hasta que la CT Casa Grande 2 incremente su generacionNuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1Central T Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MWTransformador Paijan a ONAFBanco de capacitores de 1.5 MVAR en Paijan

ALTERNATIVA 02






AÑOS DEANALISIS


P (MW) Pérd. (MW) %Sn P (MW) Pérd. (MW) %Sn2011 2.778 0.033 48.430 - - -2012 2.852 0.035 49.944 - - -2013 2.929 0.037 51.257 - - -2014 3.169 0.042 55.000 - - -2015 3.256 0.045 56.697 - - -2016 3.328 0.048 58.340 - - -2017 3.417 0.051 60.284 - - -2018 3.501 0.052 61.147 - - -2019 3.590 0.055 62.781 - - -2023 3.933 0.066 68.515 - - -2027 4.560 0.086 78.465 - - -2030 4.572 0.088 79.064 - - -

AÑOS DEANALISIS







AÑOS DEANALISIS


P (MW) Pérd. (MW) %Sn2011 - - -2012 - - -2013 - - -2014 - - -2015 - - -2016 - - -2017 - - -2018 - - -2019 - - -2023 - - -2027 - - -2030 - - -


AÑOS DEANALISIS


Como se puede apreciar en las tablas, sin las líneas LT 34.5 kV Santiago de Cao –

Malabrigo y la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan el sistema no presentaría problemas de

sobrecarga en ninguna de las líneas de transmisión.

La LT 138 kV Trujillo Norte – Santiago de cao, tendrá un nivel de carga igual a

71.357% de su capacidad nominal para el año 2030 lo cual sugiere que no es

necesario instalar otra línea en paralela a esta.

De la misma manera vemos que la nueva LT 138 kV Santiago de cao – Nueva

Malabrigo, llegará a un nivel de carga igual a 56.909 % de su capacidad nominal para

el año 2030.






AÑOS DEANALISIS


P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn2011 - - - 2.169 0.015 61.1832012 - - - 2.271 0.016 63.9722013 - - - 2.397 0.017 67.1692014 - - - 2.669 0.020 75.4182015 - - - 3.154 0.028 90.4412016 - - - 3.439 0.023 79.9782017 - - - 3.556 0.025 82.9082018 - - - 3.695 0.022 77.0082019 - - - 3.821 0.023 80.1792023 - - - 4.351 0.029 92.0922027 - - - 4.858 0.023 79.3992030 - - - 5.240 0.026 86.776


AÑOS DEANALISIS




AÑOS DEANALISIS


En esta configuración no operaria el transformador en la S.E. Malabrigo. El

transformador con menor nivel de carga es el transformador instalado en la S.E.



Casagrande 1, y como vemos ningún transformador se encuentra sobrecargado a lo

largo del periodo de estudio esto en parte se debe al equipamiento planteado.






pu kV pu kV pu kV pu kV pu kV2011 0.991 22.690 0.998 9.985 - - 0.968 33.404 0.994 9.9422012 0.985 22.549 0.994 9.942 - - 0.969 33.437 1.021 10.2092013 0.986 22.574 0.995 9.949 - - 0.976 33.677 1.000 10.0022014 0.995 22.784 1.003 10.030 - - 0.969 33.442 1.017 10.1672015 0.991 22.700 1.000 10.001 - - 0.960 33.104 1.000 10.0052016 0.980 22.438 0.994 9.937 - - 0.952 32.832 0.964 9.6432017 0.971 22.244 0.987 9.873 - - 0.950 32.784 0.961 9.6142018 0.982 22.482 0.997 9.971 - - 0.961 33.156 1.003 10.0262019 0.981 22.462 0.996 9.959 - - 0.956 32.979 0.995 9.9532023 0.976 22.341 1.000 10.001 - - 0.952 32.830 1.012 10.1212027 0.998 22.865 1.013 10.130 - - 0.954 32.927 1.013 10.1322030 1.005 23.019 1.008 10.081 - - 0.936 32.281 1.016 10.160

AÑOS DEANALISIS



Se pude decir que el perfil de tensiones es adecuado, pues si bien las tensiones en la

barras de 34.5 kV de las subestaciones Paijan y Casagrande 2 se encuentran por

debajo de 0.95 pu para el año 2030, estos pueden ser elevados con los taps de los

transformadores.


Sensibilidad 01 y Sensibilidad 02 ocurren simultáneamente.







AÑO2011201120122016201920192023202720272027202720302030

Banco de capacitores de 1.5 MVAR en SE Paijan

Transformador Paijan a ONAF


Transformador Nuevo MalAbrigo a ONAFNuevo Transformador de 6.5 MVA en PaijanBanco de capacitores de 3 MVAR en SE MalabrigoBanco de capacitores de 1.5 MVAR en SE Casagrande 1Banco de capacitores de 2.5 MVAR en SE Nueva Malabrigo

Trasladar carga excedente de la SE Malabrigo a la SE Nueva Malabrigo

ALTERNATIVA 02SENSIBILIDAD 03: CON LA L.T. MALABRIGO - PAIJAN y SIN LA L.T. CAO - MALABRIGO

ACCIONTransformador Casa Grande2 a ONAF hasta que la CT Casa Grande 2 incremente su generacionNuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1Central T Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MW

Banco de capacitores de 1.5 MVAR en SE Paijan






AÑOS DEANALISIS




AÑOS DEANALISIS






AÑOS DEANALISIS


P (MW) Pérd. (MW) %Sn2011 - - -2012 - - -2013 - - -2014 - - -2015 - - -2016 - - -2017 - - -2018 - - -2019 - - -2023 - - -2027 - - -2030 - - -


AÑOS DEANALISIS


Como se puede apreciar en las tablas, sin la línea LT 34.5 kV Santiago de Cao –

Malabrigo y con la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan operando el sistema no presentaría

problemas de sobrecarga en ninguna de las líneas de transmisión, similar a todos los

casos analizados anteriormente.

Además podemos decir que la potencia transmitida por la LT 34.5 kV Malabrigo -

Paijan es 0.632 MW en promedio para el periodo de estudios con lo cual se comporta

como un banco de capacitores pues esta casi en vacio.

La nueva LT 138 kV Santiago de cao – Nueva Malabrigo, llegará a un nivel de carga

igual a 57.832 % de su capacidad nominal para el año 2030.






AÑOS DEANALISIS


P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn2011 -0.261 0.031 12.243 2.169 0.015 61.7972012 0.503 0.030 7.485 2.271 0.016 64.7572013 0.568 0.031 9.088 2.397 0.017 68.0842014 0.487 0.030 8.436 2.669 0.020 76.3532015 0.094 0.030 4.553 3.153 0.027 90.8242016 -0.375 0.031 3.446 3.437 0.021 79.3442017 -0.151 0.030 1.503 3.554 0.023 82.4722018 -0.579 0.031 5.080 3.697 0.024 85.7552019 -0.588 0.031 6.447 3.821 0.023 79.7962023 -1.282 0.032 11.210 4.340 0.018 70.2362027 -0.957 0.031 9.220 4.858 0.023 80.1722030 -1.721 0.032 16.383 5.240 0.026 86.105


AÑOS DEANALISIS



AÑOS DEANALISIS



En esta configuración no operaria el transformador en la S.E. Malabrigo. El


Malabrigo existente, esto se debe a que casi toda la demanda de la carga ubicada en



la barra de 10kv de la SE Malabrigo existente es alimentada a través de la nueva SE

Malabrigo conectada a la SE Malabrigo existente a través de líneas en 10kv.







AÑOS DEANALISIS



El perfil de tensiones es adecuado, solo vemos tres barras que tiene valores de tensión

ligeramente por debajo de lo establecido por la NTCSE y estos pueden ser elevados

con los taps de los transformadores.


Consiste en trasladar toda la carga de la S.E Malabrigo existente hacia la nueva S.E.

Malabrigo. Con lo cual se dejaría de operar la LT 34.5 kV Santiago de cao – Malabrigo

existente, de 41.38 km de longitud, la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan, de 17.75 km de

longitud y la S.E. Malabrigo existente.







AÑO201120112012201520172023202320232023202320272030

Segundo Banco de capacitores de 1.5 MVAR en PaijanSegundo Banco de 1.5 MVAR en SE Casagrande 1

Transformador Casa Grande2 a ONAFTransformador Nuevo MalAbrigo a ONAFNuevo Transformador de 6.5 MVA en Paijan

Transformador Paijan a ONAFBanco de capacitores de 1.5 MVAR en PaijanBanco de capacitores de 1.5 MVAR enCasagrande 1

Nuevo Transformador de 8 MVA en Casa Grande 1

Banco de capacitores de 2.5 MVAR en Nuevo Malabrigo

ACCIONALTERNATIVA 03

Central T Casagrande 2 con una potencia nominal de 25 MW







AÑOS DEANALISIS





AÑOS DEANALISIS



Como se puede apreciar en las tablas, sin la línea LT 34.5 kV Santiago de Cao –

Malabrigo y sin la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan el sistema no presentaría problemas

de sobrecarga en ninguna de las líneas de transmisión. Se pone en manifiesto que la

operación del sistema no depende de las líneas antes mencionadas.

La nueva LT 138 kV Santiago de cao – Nueva Malabrigo, llegará a un nivel de carga

igual a 58.245 % de su capacidad nominal para el año 2030.




AÑOS DEANALISIS





Tr2 Paijan 34.5/10 kV Tr2 Casa Grande1 34.5/10 kV


AÑOS DEANALISIS

TRANSFORMADORES CON DEV. DE ALTA EN 34.5 KV

P. en HV(MW) Pérd. (MW) %Sn2011 8.295 0.062 103.3982012 3.137 0.022 58.9052013 3.386 0.025 64.0192014 3.666 0.024 61.6062015 3.964 0.024 60.6622016 4.089 0.025 62.5262017 4.407 0.031 72.0212018 4.748 0.031 71.0942019 5.090 0.038 82.4742023 6.598 0.042 80.7772027 4.409 0.029 69.0012030 6.119 0.043 86.229


Tr2 Casa Grande2 34.5/13.8 kVAÑOS DEANALISIS

En esta configuración se dejaría de operar la S.E. Malabrigo existente. El


Casagrande 1.

Como se puede apreciar de las tablas el transformador de Casagrande 2, solo para el

año 2011, se encuentra levemente sobrecargado y esto se debe a que para este año

no se ha realizado la re-potenciación de la central Casagrande.








pu kV pu kV pu kV pu kV2011 0.991 22.696 0.999 9.991 0.952 32.831 1.030 10.3022012 0.987 22.591 0.996 9.964 0.950 32.778 1.027 10.2742013 0.998 22.864 1.008 10.079 0.954 32.925 1.031 10.3092014 0.996 22.819 1.005 10.051 0.954 32.898 1.027 10.2712015 0.994 22.761 1.003 10.033 0.955 32.948 1.023 10.2352016 0.990 22.674 1.004 10.044 0.950 32.777 1.017 10.1712017 0.994 22.765 1.010 10.101 0.951 32.815 0.993 9.9302018 0.990 22.675 1.006 10.060 0.960 33.115 1.001 10.0122019 0.989 22.654 1.005 10.047 0.952 32.850 1.019 10.1872023 0.991 22.695 1.016 10.157 0.961 33.160 0.998 9.9852027 0.987 22.594 1.015 10.150 0.953 32.862 1.039 10.3912030 0.980 22.437 1.012 10.124 0.936 32.287 1.016 10.162

AÑOS DEANALISIS NMalAbrigo 22.9KV NMalAbrigo 10KV Paijan 34.5KV Paijan 10KV

BARRASTENSIONES EN POR UNIDAD (pu) Y KILOVOLTIOS (kV)

Se pude decir que el perfil de tensiones es adecuado, pues si bien las tensiones en la

barras de 34.5 kV de las subestaciones Paijan y Casagrande 2 se encuentran por

debajo de 0.95 pu solo para el año 2030, estos pueden ser elevados con los taps de

los transformadores.

11.4 CORTOCIRCUITO:

Para el análisis de cortocircuito del presente proyecto, se ha considerado el escenario

en el cual se presentaría la máxima corriente de cortocircuito.

Para lo cual el equivalente de red fue modelado con valores obtenidos para el último

año en el cual se tiene conocimiento de los proyectos de inversión según el plan de

obras del COES (2015).

Por otro lado se ha considerado operando todas las centrales eléctricas ubicadas en la

zona de influencia del proyecto.



A continuación se muestran las tablas resumen de las corrientes y potencias de

cortocircuito trifásico, bifásico a tierra y monofásico para cada alternativa analizada:

Ib'' Ic'' Sb'' Sc''Cao 138kv 3.708 886.212 3.500 3.710 278.840 295.603 3.493 278.342N Malabrigo 138kv 2.070 494.752 1.859 2.020 148.086 160.906 1.743 138.887Cao 34.5kv 5.404 322.939 4.798 4.599 95.571 91.599 2.273 45.279CGrande1 34.5kv 3.312 197.924 3.022 3.210 60.199 63.945 2.836 56.486CGrande2 34.5kv 2.556 152.721 2.341 2.789 46.623 55.547 2.605 51.880N Malabrigo 34.5kv 2.002 119.656 1.874 2.081 37.327 41.443 1.960 39.041N Malabrigo 22.9kv 10.089 400.180 17.131 16.280 226.489 215.238 14.844 196.260Malabrigo 34.5kv 1.934 115.552 1.992 2.293 39.684 45.669 2.253 44.872Paijan 34.5kv 2.034 121.543 1.903 2.263 37.903 45.067 2.145 42.729Paijan 10kv 2.590 44.863 2.241 2.241 12.937 12.937 0.000 0.000

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO - ALTERNATIVA 01

BARRA Icc3f (kA) Pcc3f (MVA) Icc2f-t (kA) Pcc2f-t (MVA) Icc1f (kA) Pcc1f (MVA)

Ib'' Ic'' Sb'' Sc''Cao 138kv 3.695 883.180 3.547 3.752 282.629 298.962 3.609 287.508N Malabrigo 138kv 2.090 499.466 1.989 2.230 158.502 177.657 2.138 170.356Cao 34.5kv 6.402 382.573 5.650 5.449 112.542 108.546 2.772 55.209CGrande1 34.5kv 3.435 205.283 3.108 3.342 61.916 66.574 2.929 58.335CGrande2 34.5kv 2.611 156.031 2.373 2.853 47.267 56.820 2.650 52.788N Malabrigo 22.9kv 5.161 204.714 5.062 5.326 66.922 70.416 5.230 69.147N Malabrigo 10kv 13.432 232.645 11.605 11.605 67.003 67.003 0.000 0.002Malabrigo 34.5kv 2.656 158.738 2.573 2.992 51.258 59.593 2.891 57.582Paijan 34.5kv 2.215 132.370 2.021 2.442 40.255 48.645 2.277 45.364Paijan 10kv 2.683 46.471 2.320 2.320 13.396 13.396 0.000 0.000



Ib'' Ic'' Sb'' Sc''Cao 138kv 3.678 879.153 3.540 3.743 282.053 298.181 3.609 287.535N Malabrigo 138kv 2.001 478.189 1.921 2.151 153.093 171.403 2.077 165.450Cao 34.5kv 5.283 315.678 4.704 4.480 93.705 89.231 2.255 44.926CGrande1 34.5kv 2.811 167.965 2.610 2.778 51.979 55.328 2.551 50.820CGrande2 34.5kv 2.298 137.340 2.156 2.542 42.954 50.624 2.413 48.066N Malabrigo 22.9kv 5.057 200.580 4.974 5.242 65.760 69.300 5.160 68.219N Malabrigo 10kv 11.073 191.794 9.578 9.578 55.299 55.299 0.000 0.001Paijan 34.5kv 1.302 77.824 1.210 1.566 24.109 31.187 1.469 29.251Paijan 10kv 2.154 37.310 1.863 1.863 10.754 10.754 0.000 0.000



De las tablas mostradas podemos apreciar que la corriente de cortocircuito trifásica en

la barra de 138kV de la Nueva S.E. Malabrigo son similares para las tres alternativas

analizadas, además la corriente de cortocircuito trifásica en la barra de 22.9kV es

aproximadamente 5.1kA e igual para las Alternativas 02 y 03, mientras que para la

Alternativa 01 la corriente de cortocircuito en la barra de 22.9kV en la nueva S.E.



Malabrigo es de 10.089kA. Finalmente la corriente de cortocircuito trifásico en la barra

de 34.5kV para la Alternativa 01 es igual a 2kA, mientras que en la barra de 10kV de la

alternativa 02 es igual a 13.432kA y en la barra de 10kV de la Alternativa 03 es igual a

11.073kA.

El equipamiento a instalarse en la S.E. Malabrigo Nueva deberá estar previsto para

soportar los niveles de corriente de cortocircuito mostrados en las tablas anteriores.

12. CONCLUSIONES

1. Todas las alternativas son viables técnicamente, pues no se presentarían

problemas de sobrecarga y los perfiles de tensión estarían dentro valores

aceptables, esto se ha logrado con el equipamiento progresivo mostrado para cada

alternativa. La selección de la mejor alternativa estará basada en el aspecto

económico.

2. El Análisis realizado para la sensibilidad Nº1 (Con la línea LT 34.5 kV Malabrigo –

Paijan operando) en las alternativas 01 y 02, muestran que el flujo de potencia a

través de esta línea es mínimo en todos los años analizados (2 MW

aproximadamente), lo cual pone en evidencia que esta línea no es relevante en la

operación del sistema eléctrico en operación normal. Esta línea tomaría importancia

frente a una eventual contingencia como la salida de la LT 34.5 kV Paijan – Casa

Grande 1, pues de esta manera la carga de la S.E. Paijan podría ser atendida a

través de la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan, no obstante hacer esto posible

implicaría dimensionar el transformador de la S.E. Malabrigo Nueva con la

capacidad de poder cubrir las futuras cargas de las subestaciones S.E. Malabrigo

existente y la carga de la S.E. Paijan.

3. En el análisis de la Alternativa 02, se pudo apreciar que el flujo de potencia a través

de la LT 34.5 kV Santiago de Cao – Malabrigo, es mínima, evidenciando que esta

línea no juega un rol importante en la correcta operación del sistema eléctrico. En el

caso de sensibilidad Nº2 (Sin LT 34.5 kV Santiago de Cao – Malabrigo) se evidencia

que el sistema logra operar de manera satisfactoria sin esta línea de transmisión.

4. Para la Alternativa 01 (Sensibilidad 01), con la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan



operando y sin operar la LT 34.5 kV Santiago de Cao - Malabrigo, frente a una

eventual contingencia como la Salida de la LT 138 kV Santiago de Cao – Malabrigo,

no se podría cubrir la demanda de la Nueva S.E. Malabrigo, solo se podría cubrir

parcialmente la carga instalada en la S.E. Malabrigo existente.

5. Para la Alternativa 02 operando las líneas LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan y LT 34.5

kV Santiago de Cao – Malabrigo, no se podría cubrir la demanda de la S.E.

Malabrigo Nueva, solo se podría cubrir parcialmente la carga instalada en la S.E.

Malabrigo existente debido a problemas de tensión y limitado a la capacidad ONAF

del transformador existente en la S.E. Malabrigo.

6. Debido a los comentarios de los ítem 2, 3, 4 y 5, las líneas LT 34.5 kV Malabrigo –

Paijan y LT 34.5 kV Santiago de Cao - Malabrigo en operación normal no operarían

de manera optima en los años de análisis (Hasta el 2030), conllevando a la

empresa a gastos de operación y mantenimiento innecesarios, por otro lado en la

contingencia más severa (Salida de la LT 138 kV Santiago de cao – Malabrigo), con

estas líneas no se podría cubrir la demanda de los clientes instalados en la S.E.

Malabrigo Nueva. Por lo anterior se podría operar el sistema de manera similar con

o sin las líneas antes mencionadas.

7. El máximo nivel de carga al cual operaría la LT 138 kV Trujillo Norte – Santiago de

Cao para el año 2030 es igual a 75.74% de su capacidad nominal. Se debe

mencionar que el presente estudio ha sido elaborado para el escenario conservador

o medio del estudio de mercado.

8. Para la Alternativa 01 planteada en el presente informe, el transformador de

138/34.5/22.9 kV a instalarse en la nueva S.E. Malabrigo, deberá tener

necesariamente el grupo de conexión YnD5Yn, para poder conectarse en 34.5 kV a

la S.E. Malabrigo existente.


138/22.9/10 kV a instalarse en la nueva S.E. Malabrigo, deberá tener

necesariamente el grupo de conexión YnYnD10, para poder conectarse en 10 kV a

la S.E. Malabrigo existente.




138/22.9/10 kV a instalarse en la nueva S.E. Malabrigo, no se conecta a otra

subestación, es decir tiene una alimentación radial a través de la LT 138 kV

Santiago de Cao – Malabrigo Nueva, por lo cual el sistema operaría en forma

satisfactoria indistintamente al grupo de conexión del nuevo transformador.

11. La alternativa que presenta menores pérdidas en el sistema es la Alternativa 03,

esta alternativa consiste en alimentar toda la carga existente en la S.E. Malabrigo

desde la nueva S.E. Malabrigo, dejando de operar la S.E. Malabrigo así como las

líneas LT 34.5 kV Santiago de Cao – Malabrigo y la LT 34.5 kV Malabrigo – Paijan.

A continuación se muestra una tabla resumen de las pérdidas que se presentarían

en las líneas y transformadores anualmente para cada alternativa analizada:

ALTERNATIVA 03Caso Base Sensibilidad 01 Caso Base Sensibilidad 01 Sensibilidad 02 Sensibilidad 03 Caso Base

2011 1.378 1.529 1.205 1.214 1.183 1.240 1.1702012 1.315 1.537 1.016 1.002 1.019 1.066 0.9752013 1.346 1.554 1.068 1.050 1.055 1.112 1.0152014 1.492 1.737 1.162 1.135 1.162 1.223 1.0922015 1.636 1.939 1.308 1.273 1.318 1.353 1.2402016 1.841 2.225 1.598 1.582 1.650 1.641 1.4992017 2.016 2.416 1.662 1.634 1.745 1.748 1.6262018 2.093 2.468 1.805 1.767 1.836 1.869 1.7292019 2.164 2.575 1.827 1.817 1.891 1.802 1.8292023 2.739 3.176 2.382 2.342 2.448 2.409 2.3662027 3.166 3.709 2.691 2.653 2.786 2.624 2.6832030 3.391 4.095 3.206 3.149 3.086 2.907 3.048

TOTAL 24.577 28.961 20.931 20.619 21.179 20.995 20.271

PERDIDAS EN MWALTERNATIVA 01 ALTERNATIVA 02

AÑO



12. Por tratarse de un análisis a largo plazo, esta diferencia en pérdidas deberá ser

considerada en el análisis económico para seleccionar entre la alternativa más

económica.

13. El equipamiento a instalarse en la S.E. Malabrigo Nueva deberá estar previsto

para soportar los niveles de corriente de cortocircuito, obtenidas en el análisis de

cortocircuito del presente informe.



ANEXOS


7. Análisis del Sistema de Potencia

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