Plan de Inversiones

Transcripción

1 Plan de Inversiones Presentación del Plan de Inversiones en Transmisión de Edelnor. Osinergmin, Lima 22 de junio de 2014

2 Tareas realizadas Proyección de la demanda de potencia y energía Diagnóstico del sistema a fines de 2016 Análisis y determinación de los módulos óptimos de expansión Ampliación e incorporación de SET AT/MT y MAT/At Análisis de confiabilidad en transformación Desarrollo del sistema óptimo de transmisión en AT y MAT Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Página 2

3 Principales resultados Página 3

4 Principales resultados Proyección de la demanda Se realizó la proyección de demanda del Plan de Inversiones de acuerdo a lo establecido en la Norma y tomando como referencia la demanda real de energía y potencia del año Las potencias coincidentes con las máximas del SST resultantes en el período se presentan en los gráficos para los 3 sistemas eléctricos: Sistema Lima Norte: partiendo de 1400 MW en 2017, crecerá un 19% durante todo el período. Sistema Huaral-Chancay: con 41 MW iniciales, crecerá 49%, hasta 61 MW. Sistema Huacho-Supe: al año 2017 se proyectan 49 MW, y un creciemiento del 18% Página 4

5 Principales resultados Proyección de energía para usuarios regulados 30,000 ESCENARIOS ÁREA DE DEMANDA 6 [GWh] 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 HISTÓRICO ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO ESPERADO ESCENARIO PESIMISTA ESCEN. ESPERADO PBI [mill NS] 466, , , , ,685 1,305,803 2,022,645 POBLACIÓN 5,851,393 5,935,898 6,020,031 6,104,164 6,861,362 7,702,694 8,544,026 CLIENTES 1,302,231 1,336,975 1,372,646 1,409,269 1,786,123 2,324,151 3,024,247 ENERGÍA AD6 [GWh] 5,870 6,121 6,409 6,715 9,962 14,802 21,578 Página 5

6 Principales resultados Resultados de la proyección de potencia Potencia simultánea con la máxima del SST [ MW ] Sistema Eléctrico Lima Norte Sistema Eléctrico Huaral- Chancay Sistema Eléctrico Huacho- Supe Regulados Regula- Regula- y dos y dos y Libres AT Total Libres AT Total Libres Libres Libres Libres AT Total MT+BT MT+BT MT+BT , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Nota La demanda máxima del sistema de Edelnor en lo transcurrido en los primeros 5 meses del año 2015 es de 1315 MW Página 6

7 Principales resultados Zonificación del mercado Página 7

8 Principales resultados Diagnóstico del sistema actual En la operación normal de la red se encuentra dentro de los parámetros de operación establecidos (tensión y carga de líneas y transformadores). Del análisis de cortocircuito, se han encontrado diferentes barras de la red que superan corrientes por encima de los 30 ka: En 220 kv: Chavarría, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal En 60 kv: Chavarría A y B, Santa Rosa Antigua B y Nueva. Contingencias simples: El subsistema delimitado por las SSEE Paramonga Nueva, Supe, Hualmay y Huacho presenta serios problemas de tensión ante interrupciones del servicio en la línea que conecta en 66 kv las barras de Hualmay y Huacho. Con la entrada de la SE Medio Mundo (220/66 kv), los problemas relacionados con la estabilidad de tensión se mejorarán sustancialmente. Página 8

9 Principales resultados Módulos óptimos de transformación y transmisión Se determinaron los módulos de transformación MAT/AT y AT/MT óptimos para cada sistema según estos criterios: Metodología: comparación de costos presentes totales Costos de inversión y OyM: según resoluciones Osinergmin Período de evaluación: 10 años Año horizonte de proyección de demanda: 2046 Sistemas eléctricos considerados: Lima y Norte Chico (Huaral-Chancay + Huacho-Supe) Zonas de densidad: Muy alta, alta y baja Módulos óptimos de transformación 220/60 kv MAD Encapsulada M 3 x 180 MVA AD Convencional M 3 x 180 MVA BD Convencional T 2 x 50 MVA Módulos optimos SET MAD 220 kv/mt 3 x 50 MVA MAD 60kV/MT 3 x 40 MVA AD y BD 60 kv/mt 3 x 25 MVA Módulos óptimos de transmisión Lima Norte 220 kv A AAAC 600 mm 2 Lima Norte 220 kv S Cu XLPE 1200 mm 2 Norte Chico 220 kv A AAAC 400 mm 2 Norte Chico 220 kv S Cu XLPE 800 mm 2 Lima Norte 60 kv A AAAC 500 mm 2 Lima Norte 60 kv S Cu XLPE 1200 mm 2 Norte Chico 60 kv A AAAC 500 mm 2 Norte Chico 60 kv - S Cu XLPE 630 mm 2 Página 9

10 Principales resultados Ampliación y nuevas SET AT/MT Nuevas SET AT/MT Año Bayovar 40 MVA 2017 Lomera 25 MVA 2017 Mirador 25 MVA 2017 Independencia 40 MVA 2018 Medio Mundo 25 MVA 2018 José Granda 40 MVA 2020 Ampliación SET AT/MT existentes Año Zárate 40 MVA 2017 Ancón 25 MVA (retiro 6 MVA) 2018 Malvinas 40 MVA 2018 Bayovar 40 MVA 2019 Filadelfia 40 MVA 2019 Página 10

11 Principales resultados Ampliación y nuevas SET MAT/ AT Nuevas líneas Nuevas SET MAT/AT Año Medio Mundo 2018 Ampliación SET MAT/AT existentes Año Malvinas 180 MVA 2017 Lomera 50 MVA 2017 Huarangal 180 MVA 2017 Mirador 180 MVA 2017 Chillón Ingreso 180 MVA Retiro 120 MVA 2018 Incorporación de líneas de 60 kv Año 11,2 km en líneas aéreas ,8 km en redes subterráneas Incorporación de líneas de 220 kv Año 22,2 km en líneas aéreas Página 11

12 Principales resultados Conexión de la SET Medio Mundo Localización de la SET Medio Mundo Zona de SET Medio Mundo Página 12

13 Principales resultados Conexión de la SET Medio Mundo Alternativa 2 Alternativa 3 Unifilar de la conexión Página 13

14 Principales resultados Conexión de la SET Bayovar Página 14

15 Principales resultados Conexión de las SET Independencia y José Granda Conexión de Independencia Conexión final de Independencia y de José Granda Página 15

16 Principales resultados Soterramiento y reubicación de líneas Tramo de línea aérea Tramos de línea de 220 kv Longitud [ km ] DT Reubicación - Zona arqueológica Garagay - San Martín de Porres 1,50 Tramos de línea de 60 kv DT Soterramiento - Hospital San José y Lozas Deportivas Municipales - Carmen de la Legua 0,66 DT Soterramiento - Boulevard de Los Olivos 0,36 ST Soterramiento - P.10 P.14 (dar paso a Linea 220kV) - San Martín de Porres 0,95 DT Soterramiento - Av. La Marina - San Miguel 1,63 DT Soterramiento - Puente Megaplaza - Independencia 1,14 DT Soterramiento - Av. Elmert Faucett cruce con Av. Venezuela 0,42 ST Soterramiento - A.H. Los Rieles - Callao 0,50 DT Soterramiento - Centro Educativo Agropecuario N Huaral 0,25 DT Soterramiento - Club Huayabamba (Av. Alfredo Mendiola cda 33) - Los Olivos 0,20 DT L-669/L-672 Asentamiento Humano Marco Jara Schenone (por Piedras Gordas) - Puente Piedra. 2,76 Página 16

17 Principales resultados Instalaciones resultantes período AÑO Cant. Long. [km] MAT Líneas Subestaciones Líneas Subestaciones Cant. MVA Cant. Long. (km) AT Cant. MVA , , , , , , , , , , , , , , , Página 17

18 Principales resultados Montos de inversiones resultantes período Edelnor Inversión Plan [millones USD] Año MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL ,4 18,2 11,9 15,0 45, ,3 10,7 6,8 20,4 40, ,0 2,8 7,3 5,8 15, ,0 0,0 6,6 12,0 18, ,0 17,5 0,0 8,1 69, ,8 14,0 0,0 9,4 48, ,0 4,5 0,0 4,0 8, ,8 36,1 9,4 28,0 173, ,0 0,0 0,0 0,0 0, ,6 2,1 0,0 1,1 38,8 TOTAL TOTAL ,7 31,6 32,6 53,1 120,1 204,1 74,3 9,4 50,6 338,3 Página 18

19 Principales resultados Composición de la inversión Página 19

20 Confiabilidad en transformación Página 20

21 Análisis de confiabilidad en transformación. Evaluación de la confiabilidad en transformación Se efectuó un análisis sobre la confiabilidad en la transformación MAT/AT y AT/MT, evaluando las siguientes alternativas: Definición de la capacidad de transformación de la SET considerando la posibilidad de abastecer la demanda ante la falla de un transformador. En caso de estar operando los transformadores en paralelo se trata de la condición n-1, si no operan en paralelo se restablece el servicio interrumpido luego de la maniobra de reconfiguración de la SET. Incorporación de un polo monofásico de reserva en la SET 220/60 kv con bancos de transformación monofásicos. Esto permite reponer el servicio interrumpido en el tiempo de conexión del polo de reserva (10 hs). En ambos casos se consideró un tiempo de reemplazo del transformador o polo fallado de 48 hs. Se comparan los valores presentes de los costos anuales para una tasa del 12% y un período de 10 años. Costo Total presente = VP(costos anules de Inversión) + VP(costos anuales de OyM) + VP(costos anuales de Pérdidas) + VP(costos anuales de ENS) Página 21

22 USD/MVA Análisis de confiabilidad en transformación. Análisis de la operación sin corte ante falla de 1 trafo Se evaluaron dos alternativas: Con Capacidad Máxima y Sin corte en n-1. Luego se tuvieron en cuenta los módulos óptimos para la transformación MAT/AT en Lima Norte (3 x 180 MVA) y para la transformación AT/MT en Lima Norte (3 x 40 MVA en 60 kv y 3 x 50 MVA en 220 kv) y en el Norte Chico (3 x 25 MVA). Como la demanda abastecida en las dos alternativas (capacidad máxima y sin corte en n-1) es diferente, para efectuar la comparación se expresaron los costos totales por MVA suministrado. Comparación de costos totales por MVA abastecido /10 kv 3 x 25 MVA 60/10 kv 3 x 40 MVA 220/10 kv 3 x 50 MVA 220/60 kv 3 x 180 MVA Sin corte en n Capacidad máxima Página 22

23 millones [USD] Análisis de confiabilidad en transformación. Análisis del polo de reserva en la SET MAT/AT Se evaluaron las configuraciones de bancos de transformación monofásicos con 1, 3 y 3 bancos de 85, 120 y 180 MVA. 2,20 Comparación de costos totales presentes COMPARACIÓN DE COSTOS TOTALES EN USD PARA LA CONFIGURACIÓN 3 X 180 MVA 2,00 1,80 1,60 1,40 VPN inversión VPN costo ENS 1,20 1,00 0, ,60 0,40 0,20 0,00 1 x 85 MVA 2 x 85 MVA 3 x 85 MVA 1 x 120 MVA 2 x 120 MVA 3 x 120 MVA 1 x 180 MVA 2 x 180 MVA 3 x 180 MVA Sin polo de reserva 0,67 1,01 1,01 0,95 1,42 1,42 1,42 2,13 2,13 Con polo de reserva 0,88 1,02 1,02 1,12 1,31 1,31 1,49 1,78 1, SIN POLO DE RESERVA CON POLO DE RESERVA Página 23

24 Análisis de confiabilidad en transformación. Conclusiones del análisis de confiabilidad El costo total presente por MVA abastecido es menor para la operación sin interrupción del servicio en caso de falla de 1 transformador para todos los módulos evaluados de AT/MT y MAT/AT. El costo total presente es menor para la instalación de un polo de reserva en las SET con bancos de transformación monofásicos para los módulos de 2 y 3 x 120 MVA y 2 y 3 x 180 MVA. Se concluye que la situación óptima de operación, al menos para Lima Norte, es considerando una carga máxima de operación de las SETs tal que ante la falla de un transformador no se interrumpa el suministro. Esta carga máxima es del 83% de la capacidad total instalada, para los módulos típicos con 3 transformadores de igual capacidad. Además, para aquellas subestaciones MAT/AT en donde no pueda aplicar el criterio N-1 en transformación porque no se puede instalar transformadores adicionales, resulta conveniente instalar polos de reserva. Página 24

25 Análisis de confiabilidad en transformación. Plan Propuesto Ingresos por otros motivos Se incorporaron en el Plan de Obras otras instalaciones por motivos de confiabilidad y seguridad del sistema de sub transmisión: POLOS DE RESERVA EN SET MAT/AT 2017: SET Malvinas 220/60/10 kv Polo de reserva de 60 MVA 2018: SET Chillón 220/60/10 kv Polo de reserva de 60 MVA 2019: SET Santa Rosa 220/60/10 kv Polo de reserva de 60 MVA ADELANTO DE INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES EN SET MAT/AT 2017: SET Huarangal 220/60 kv Adelanto de la incorporación de un banco de transformación de 180 MVA del año 2021 al año : SET Mirador 220/60 kv Adelanto de la incorporación de un nuevo banco de transformación de 180 MVA del año 2019 al año 2017 Página 25

26 Análisis de confiabilidad en transformación. Plan Propuesto Ingresos por otros motivos (2) ADELANTO DE INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES EN SET AT/MT 2018: SET Malvinas 60/20/10 kv Adelanto de la incorporación de un transformador de 40 MVA del año 2021 al año : SET Bayovar 60/20/10 kv Adelanto de la incorporación de un transformador de 40 MVA del año 2024 al año : SET Filadelfía 60/20/10 kv Adelanto de la incorporación de un transformador de 40 MVA del año 2023 al año 2019 En las SET 220/60 kv Mirador y Lomera los servicios auxiliares (SSAA) de las subestaciones se alimentan de alimentadores de MT de importante longitud. Esto implica una pérdida de confiabilidad ante fallas en la alimentación MT de los SSAA, considerando que la tasa de fallas de la red MT es relativamente elevada. 2017: SET Lomera 60/20/10 kv Incorporación de un transformador de 25 MVA 2017: SET Mirador 60/20/10 kv Incorporación de un transformador de 25 MVA Página 26

27 Evaluación de la red al 2046 Página 27

28 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Alternativas evaluadas para el año horizonte Se evaluaron dos criterios para la definición del sistema de subtransmisión en el año horizonte del estudio, o sea el año 2046: El desarrollo de la conexión del sistema de subtransmisión (SST) de Edelnor en 220 kv desde el SEIN. El desarrollo de la expansión de las subestaciones AT/MT y la red de subtransmisión asociada, especialmente en la zona de alta densidad de carga de Lima Norte. Página 28

29 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Consideraciones La evolución prevista por el COES para el sistema de transmisión principal. La no disponibilidad de celdas 220 kv en las SET 220 kv de Santa Rosa, Chavarría, Ventanilla REP, Zapallal REP. La concentración de más del 55% de la demanda de Edelnor en la Subestación Chavarría 220 kv. La necesidad de disponer barras 220 kv robustas dentro del área de concesión de Edelnor desde donde proyectar y construir nuevas líneas 220 kv, de tal manera que permitan asegurar la atención de la demanda. Los costos por líneas, restricciones e interferencias con otras infraestructuras que no permiten definir trazos apropiados para las futuras líneas 220 kv y también por razones constructivas. Las congestiones en las líneas 220 kv de REP pronosticadas para el año 2026 por el COES. La proyección de un Parque Industrial en Ancón promovido por el Ministerio de Producción, a ser ejecutado en 3 etapas. Página 29

30 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Conexión al SEIN: DT de 220 kv Carapongo Malvinas Dada la característica urbana del área atravesada por la misma, la misma debe ser en su totalidad subterránea. Página 30

31 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Conexión al SEIN: DT de 220 kv Carabayllo Mirador Malvinas El primer tramo Carabayllo-Mirador en línea aérea, y el tramo Mirador-Malvinas subterráneo, teniendo en cuenta el desarrollo habitacional previsto en esa zona durante los próximos años. Página 31

32 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Conexión al SEIN: DT 220 kv Nueva Ancón 500 kv Aeropuerto El desarrollo de la traza resulta en un primer tramo sobre la Panamericana Norte en la zona de Ancón y un cruce hasta la zona del barrio Profam en línea aérea, y el segundo tramo, al ingresar en la zona urbanizada, subterráneo. Página 32

33 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Resultados alternativas de conexión al SEIN Según surge de la comparación de los valores presentes de los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante un período de 10 añosla alternativa 3, o sea la línea DT 220 kv desde una nueva SET 500 kv Ancón hasta la SET Aeropuerto, es la óptima. Página 33

34 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Nuevas subestaciones AT/MT en 60/20/10 kv Esta alternativa requiere la incorporación de la SET 220/60 kv San Miguel conectada a las SETs Aeropuerto y Malvinas, para reforzar la inyección de potencia en la red de 60 kv de la zona de AD de Lima Norte, de manera de permitir la alimentación de las nuevas 11 SETs AT/MT en 60/20/10 kv. Las conexiones de las SETs 60/20/10 kv se efectúan en todos los casos en cable subterráneo DT 60 kv de conductor Cu XLPE 1200 mm 2. Página 34

35 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Nuevas subestaciones AT/MT en 220/20/10 kv En esta alternativa las nuevas SETs en 220/60/10 kv se conectan a la red de 220 kv. No se requiere la incorporación de la SET 220/60 kv San Miguel, la que se convierte en una SET 220/20/10 kv adicional. Las conexiones de las SETs 220/20/10 kv se efectúan en todos los casos en cable subterráneo DT 220 kv de conductor Cu XLPE 1200 mm 2. Página 35

36 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Alternativas de desarrollo de SETs AT/MT 1 Alternativa SETs de 60/10 kv en zona AD SET 220/60 kv San Miguel Costos presentes [millones USD] Inversión OYM Pérdidas TOTAL SETs de 220/10 kv en zona AD Según surge de la comparación de los valores presentes de los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante un período de 10 años, surge que la alternativa 2, o sea el desarrollo de las nuevas SETs en 220/20/10 kv, es la óptima. Página 36

37 Análisis del sistema en el año horizonte (2046) Ubicación de las SET 220/20/10 kv Página 37