ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN

PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN (PPT)

PRESENTACIÓN Y SUSTENTACIÓN DE LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL PRIMER PLAN DE

TRANSMISIÓN

Audiencia Pública Descentralizada

Parte 2: Presentación de la Versión Preliminar del PPT

Lima 9 de setiembre de 2010

Videoconferencia en simultáneo con Cusco y Trujillo1

► General

► Metodología

► Futuros y Escenarios

► Trade-Off/Risk

► Planificación para el año horizonte

► Hidroeléctricas del Oriente

► Estudios eléctricos

► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

2

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

3

Reglamento de Transmisión (DS N° 027-2007-EM)

Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión

El Plan de Transmisión incluye:

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

las instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta

el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma

exclusiva a la generación.

14.2 Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión

del SEIN con los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración

de Sistemas Aislados al SEIN.

14.3 Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia

fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad

del SEIN.

Alcance del Plan de Transmisión

4

► Periodo de Estudio: Años 2011-2020

► Inicio del Estudio: 01/12/2009

► Fecha de cierre de información: 31/12/2009

► Prepublicación: 08/08/2010

► Audiencia Pública: 09/09/2010

► Entrega de Propuesta del Plan de Transmisión al MINEM y

OSINERGMIN: 01/10/2010

► Plazo para la aprobación del Plan de Transmisión:

30/04/2011

► Vigencia del Plan: 01/05/2011 al 31/12/2012

Fechas Clave en el Desarrollo del

Estudio

5

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

6

Futuro (Incierto)

Planificación de Transmisión

Transmisión

+10 años

Demanda: ¿Crecimiento?

¿Dónde?

Oferta: ¿Nuevos proyectos? ¿Dónde?

Hidrología: ¿Normal, seca,

húmeda?

Combustibles: ¿Precios?

Transmisión

HoyPlan de

Transmisión

El problema de

planificar la

Transmisión:

7

Escenario Base

Transmisión

+10 añosTransmisión

Hoy

Plan de

Transmisión Base

Solución con

Enfoque

Determinístico:

Objetivo:

Mínimo Costo Total


8

Solución con

Enfoque

Determinístico:


S.T.

+10 años

S.T.

Hoy

S.T.

+10 años

S.T.

Hoy

S.T.

+10 años

S.T.

Hoy

Escenario Base

Escenario Optimista

Escenario Pesimista

PT Base

PT Optimista

PT Pesimista

9

Futuro

(Incierto pero con límites)

Transmisión

+10 añosTransmisión

Hoy

Plan de

Transmisión

ROBUSTO

Solución con

Enfoque

Trade-Off:

Objetivo(s):

Mínima Congestión

Máxima Confiabilidad

Mínimos Costos


10

Escenarios

Escenarios

Análisis

Atributos

Perseo

Futuros

Demanda

Oferta

Hidrología

Combustibles,

Etc.

Planes y Opc.

Base

Liviano

Medio

Fuerte Nudos

(262)

Resultados

Verificación

Estudios

Eléctricos

DigSILENT

Intermedios

(26000)

TOR

Interpolación

Trade-Off

Risk

Minimax

Planes

Robustos

CondicionalesRobustos

Condicionales

Metodología Trade-Off/Risk

11

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

12

Optimista Centro

Optimista Norte y

Sur

Medio SEIN

Futuros de Demanda

Tasa de

Crecimiento

Pesimista SEIN

Tasa de

Crecimiento

13

Futuros de Oferta

Generación

Térmica (Gas

Natural)

Generación

Hidro Mayor

Centrales del

Oriente

Generación Hidro

Mediana/Menor con

concesiones

definitivas y

temporales

14

Futuros Demanda-Oferta

15

Escenarios

2 c 0 f 80 c 0 m m

l l l l l l l l ∟ m, a, b: Costo de Combustibles Medio, Alto, Bajo

l l l l l l l ∟ ------ m, o, p: Inversión Media, Optimista, Pesimista

l l l l l l ∟ ------ ------ 0, 1: Convergencia en Perseo (todos los casos son 0)

l l l l l ∟ ------ ------ ------ s, c: Sin y Con redespacho

l l l l ∟ ------ ------ ------ ------ 95, 80, 01: Hidrologías Seca, Mediana, Húmeda

l l l ∟ ------ ------ ------ ------ ------ f, m, l: Planes Fuerte, Medio y Liviano

l l ∟ ------ ------ ------ ------ ------ ------ 0, 5: Exportación a Brasil 0% y 50%

l ∟ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ a, b, c: Generación 60% Térmico, 60% Hidráulico y Sin Desarrollo de CC.HH. En el Oriente

∟ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ 1, 2, 3, 4: Demanda Opt. Norte-Sur, Media, Opt. Centro, Pesimista

Código de Caso de

Escenario

16

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

17

Metodología Trade-Off / Risk

► Método de toma de decisiones para aplicación en

problemas con múltiples objetivos.

► Se aplica en situaciones de incertidumbre, en las que

las variables exógenas pueden tomar valores dentro

de un rango amplio pero acotado.

► Busca una solución de “compromiso”, es decir la

mejor solución considerando todos los objetivos.

► Busca una solución “robusta”, es decir que sea válida

considerando todas las incertidumbres y sus rangos

de variación

18

► Ejemplo para dos atributos a minimizar

Futuro 1

Curva Trade-Off:

Contiene las

mejores soluciones

“A” es la solución de

compromiso entre

los dos atributos

Esta solución

minimiza el Atributo

1 pero es pésima

para el Atributo 2

Esta solución

minmiza el Atributo 2

pero es pésima para

el Atributo 1


19

► Ejemplo con incertidumbre

Futuro 1

Futuro 2

Futuro 3 Futuro “n”

“A” es la solución

robusta


20

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

21

Repotenciación de líneas 220 kV en

las zonas:

► Carhuaquero – Cajamarca

► Zapallal – Paramonga

► Pachachaca – Oroya – Carhuamayo

► Trujillo – Chimbote

► Tingo María – Paragsha –

Conococha – Paramonga

► Ica – Marcona

► Onocora – Tintaya

Líneas Nuevas por Confiabilidad:

► Machupicchu – Quencoro – Onocora

/ Subestación Quencoro 220/138 kV

► Independencia – Marcona –

Socabaya 500 kV

Plan Robusto para el 2020

22

Reforzamiento del Enlace 220 kV Moquegua – Los Héroes

► El reforzamiento no se justifica ni por confiabilidad ni por congestión.

► La zona no cuenta con generación de respaldo salvo la futura central

solar de Tacna de 20 MW, tecnología que no aporta suficientes

reactivos.

► Se requiere una fuente de generación reactiva del orden de 30 MVAr

en la zona. Alternativamente, se sugiere analizar la instalación de

reserva fría de generación en la barra 66 kV de Los Héroes.

Casos Especiales

23

Integración al SEIN de la Zona Nor Oriente

► Se presenta un enlace muy débil en 138 kV a la zona Nor Oriente

(Bellavista, Tarapoto, Moyobamba, Yurimaguas). Se ha encontrado

que la Norma no es totalmente aplicable en el reforzamiento de la

transmisión en estos casos.

► Se recomienda que el reforzamiento del sistema de 138 kV de

conexión al SEIN sea tratado fuera de la expansión de la transmisión

existente del SEIN, como efectivamente ha resultado con la inclusión

del proyecto L.T. 220 kV Cajamarca – Caclic y L.T. 138 Caclic –

Moyobamba en el Plan Transitorio de Transmisión.

Casos Especiales

24

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

25

► Conexión de la central Inambari sin exportación a Brasil

Aporte de Potencia al SEIN: 2,200 MW

► Conexión de las centrales Inambari y Paquitzapango con

exportación a Brasil


► Centrales Inambarí, Paquitzapango y Mainique sin

exportación a Brasil


► Conexión de las cinco centrales hidroeléctricas con

exportación a Brasil Inambari, Paquitzapango, Mainique,

Tambo 40 y Tambo 60.


Futuros de Oferta y las

Centrales de la Amazonia

26

27

Red Colectora EAT

► Los parámetros eléctricos de las líneas que conforman la

red colectora fueron seleccionados de forma tal de

minimizar el ángulo de transmisión del generador más

lejano (Inambari) respecto de los generadores localizados

en el centro de carga del SEIN. La red incluye

compensación serie del 50%.

► La conexión de la red colectora a La zona Centro permite

la vinculación al SEIN de las otras centrales

hidroeléctricas ubicadas en la zona oriental

(Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).

Red Colectora: parámetros de

las líneas

28

► Se recomienda realizar estudios de investigación y diseño

de líneas en EAT a gran altitud, pues no se cuenta con

experiencia conocida en esta área en el mundo para

circuitos que operen en tensión de 500 kV o superior

► Se recomienda realizar estudios técnicos para investigar

la factibilidad de utilización de sistemas de transmisión a

corriente continua, en la red de transmisión de Oriente,

en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se

instale el aislamiento dimensionado para al menos 600

kV DC.

29

Red Colectora: Estudios de

investigación Previos

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

30

Estudios Eléctricos: Características

de los Casos Evaluados

31

► Los estudios de flujo de carga muestran que para

mantener un adecuado perfil de tensión en todo el sistema

se requiere compensación reactiva adicional:

SVC en Piura (-150/+ 50 MVAr).

SVC en Guadalupe (-150/+ 100 MVAr).

► Compensación Serie en la línea de 500 kV Zapallal –

Chimbote – Trujillo – Chiclayo: 40%

► Reactores de Compensación en derivación: Trujillo: 200

MVAr.

► La compensación reactiva está asociada estrechamente al

nivel de carga, el cual es incierto, y por tanto no puede ser

parte de un Plan Robusto. Estos proyectos se definirán en

el Plan Vinculante en el momento que corresponda.

Resultados Obtenidos:

Flujos de Carga - Año 2020

32

Corrientes de Cortocircuito - Falla trifásica en barra Perú Red de 500 kV

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

Ch

icla

yo

50

0

Tru

jillo

50

0

Ch

imb

ote

50

0

Za

pa

lla

l 5

00

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nic

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00

Ch

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0

Ind

ep

en

de

ncia

50

0

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50

0

So

ca

ba

ya

50

0

Mo

nta

lvo

50

0

Co

lecto

ra C

en

tro

500

Cu

sco

50

0

Ina

mb

arí

50

0

Co

rrie

nte

de

CC

[k

Am

p]

Caso#1 Caso#2 Caso#3

Nivel de Cortocircuito 500 kV

Año 2020

33

Corrientes de Cortocircuito - Falla trifásica en barra

Perú Red de 220 kV

0

10

20

30

40

50

60

Zorr

itos 2

20

Tala

ra 2

20

Piu

ra 2

20

Chic

layo O

este

220

Guadalu

pe 2

20

Tru

jillo

Nort

e 2

20

Chim

bote

220

Para

mango N

ueva

Viz

carr

a 2

20

Zapalla

l N

ueva 2

20

Venta

nill

a 2

20

Santa

Rosa 2

20

Pla

nic

ie

Chavarr

ia 2

20

Industr

iale

s 2

20

Baln

earios 2

20

Calla

huanca 2

20

Oro

ya N

ueva 2

20

Pom

acocha 2

20

San J

uan 2

20

Chilc

a N

ueva 2

20

Independencia

220

Pachachaca 2

20

Cam

po A

rmiñ

o 2

20

Marc

ona 2

20

Cota

ruse 2

20

Socabaya 2

20

Monta

lvo 2

20

Ica 2

20

Co

rrie

nte

s d

e C

C [

kA

mp

]

Caso#1 Caso#2 Caso#3

Nota: Valores determinados reconfigurando la red de Lima para minimizar corrientes de

cortocircuito

34

Nivel de Cortocircuito 220 kV

Año 2020

Plan Vinculante en la Zona Sur

Diagrama Unifilar Año 2015

35

Demanda Máxima en Cajamarca

Año 2015

36

► Se observa congestión en las redes de 220 kV de Lima, sin

embargo, la planificación de las redes de subtransmisión

de Lima debe ser abordada de manera conjunta entre las

empresas concesionarias de distribución y transmisión

involucradas, dentro del Plan de Inversiones de

Transmisión del área de demanda 6 y 7.

► Se observa que por cada unidad de potencia activa que se

transmite hacia el norte del país un 40% pasa por las redes

del interior de Lima, principalmente por corredor de

transmisión que vincula las estaciones transformadoras

Chilca – San Juan – Santa Rosa, cargando estos circuitos

con un flujo que no está asociado a la demanda del área.

Configuración red de Lima (1)

37


38

► Se muestra, a título indicativo, una configuración de

alimentación radial a Lima, para limitar el flujo de potencia

por la redes de 220 kV.

► La necesidad de conversión de L.T. 220 kV Chilca –

Planicie – Zapallal a 500 kV es un proyecto condicionado a

la formulación del Plan de Inversiones de Transmisión de

las áreas de demanda 6 y 7, y/o la implementación de las

centrales del Oriente.


39

Configuración red de Lima (4) –

Alternativa Radial Factible

La configuración final que se adopte dependerá del la planificación de distribución y transmisión

urbana a de ser definida en la formulación del Plan de Inversiones de Transmisión de las áreas de

demanda 6 y 7. 40

Flujo de potencia

Caso de máxima demanda en estiaje del año 2015

LT. Chilca – La Planicie - Zapallal

41

42

Conversión de 220 kV a 500 kV de la LT. Chilca

– La Planicie – Zapallal – año 2020 (1)

► Se concluye que la conversión a 500 kV de los circuitos de 220 kV

Chilca – La Planicie – Zapallal y la construcción de una estación

transformadora de 500/220 kV en La Planicie no es parte del Plan

Vinculante ya que la misma no se necesita en el periodo que abarca

los años 2010 – 2015.

► En el periodo del año 2016 al horizonte (2020) la necesidad de la

conversión dependerá de la necesidad de reconfiguración de las

líneas 220 kV del sistema de distribución urbana de Lima para

separarlas del sistema de transmisión troncal nacional, y de la

forma en que se desarrollen los proyectos de generación del oriente

y en particular de la red colectora.



43

► La conversión es por lo tanto una decisión condicionada a la forma

en que se materialicen los futuros y por lo tanto no forma parte de

los Planes Robustos del Presente Plan de Transmisión, sino más

bien es un proyecto condicional

► La conveniencia y oportunidad de la conversión deberá ser

evaluada en futuros Planes de Transmisión cuando se tenga mayor

certeza sobre la evolución de los futuros que condicionan la

necesidad de la conversión.



44

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

45

► En el año 2015 no se requieren refuerzos de transmisión

en la zona Norte

► La zona Centro presenta sobrecargas principalmente en

los circuitos del centro de Lima que vinculan las estaciones

transformadoras Chilca-San Juan-Santa Rosa-Chavarría-

Ventanilla-Zapallal

► La solución de estos problemas debe ser coordinada por las

empresas concesionarias dentro del plan de inversiones de

transmisión (Áreas de Demanda 6 y 7).

Plan Vinculante: Resultados

46

► Zona Sur: Se requiere un refuerzo para cumplir con el

criterio beneficio/costo de confiabilidad N-1, entre

Machupicchu – Onocora y Tintaya.

► Las ampliaciones del sistema de transmisión propuestas

para el Plan Vinculante son:

LT en 220 kV Onocora – Quencoro – Machupicchu (simple

terna)

S.E. Quencoro 220/138 kV - 50 MVA

Plan Vinculante: Resultados

47

► General

► Metodología


► Trade-Off/Risk




► Plan Vinculante

► Conclusiones

Contenido

48

► Se ha logrado proponer el Primer Plan de Transmisión del SEIN

para el horizonte 2011 - 2020 mediante un estudio que cumple

las exigencias de la normativa técnica establecidas para su

formulación

Plan Robusto para el año 2020 (año horizonte)

• Diseño de las colectoras para las hidroeléctricas del

Oriente

Plan Robusto para el año 2016

Plan Vinculante

Opciones condicionales a los años 2016 y 2020

Conclusiones (1)

49

► Se consideró un gran número de futuros (6,642 futuros

distintos) para representar las incertidumbres del proceso

de planificación

► Se consideró el juego completo de atributos indicados por

la Norma.

► Se aplicó con éxito el Trade Off/Risk y el Minimax

Conclusiones (2)

50

► La Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión

COES se basó en el Estudio del Primer Plan de

Transmisión – Informe Final – Fase I, julio 2010,

preparado para COES por el Consorcio conformado

por las empresas: Mercados Energéticos Consultores

– PSR – Merril Energy LLC.

Referencia

51

FIN

Parte 2

52

ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN

Documents

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