PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN (PPT) Audiencia Pública Descentralizada PRESENTACIÓN Y SUSTENTACIÓN DE LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN

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1 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 Trujillo 1

2 Contenido General Metodología Futuros y Escenarios Trade-Off/Risk Planificación para el año horizonte Hidroeléctricas del Oriente Estudios eléctricos Plan Vinculante Conclusiones 2

4 Alcance del Plan de Transmisión Reglamento de Transmisión (DS N 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 Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión del SEIN con los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración de Sistemas Aislados al SEIN Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad del SEIN. 4

5 Fechas Clave en el Desarrollo del Estudio Periodo de Estudio: Años 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 5

7 Planificación de Transmisión El problema de planificar la Transmisión: Futuro (Incierto) Combustibles: Precios? Demanda: Crecimiento? Dónde? Transmisión Hoy Plan de Transmisión Transmisión +10 años Oferta: Nuevos proyectos? Dónde? Hidrología: Normal, seca, húmeda? 7

8 Planificación de Transmisión Solución con Enfoque Determinístico: Escenario Base Transmisión Hoy Plan de Transmisión Base Transmisión +10 años Objetivo: Mínimo Costo Total 8

9 Planificación de Transmisión S.T. Hoy PT Base Escenario Base S.T. +10 años Solución con Enfoque Determinístico: Escenario Optimista S.T. Hoy PT Optimista S.T. +10 años Escenario Pesimista S.T. Hoy PT Pesimista S.T. +10 años 9

10 Planificación de Transmisión Solución con Enfoque Trade-Off: Futuro (Incierto pero con límites) Transmisión Hoy Plan de Transmisión ROBUSTO Transmisión +10 años Objetivo(s): Mínima Congestión Máxima Confiabilidad Mínimos Costos 10

11 Metodología Trade-Off/Risk Escenarios Análisis Resultados Futuros Demanda Oferta Hidrología Combustibles, Etc. Escenarios TOR Interpolación Trade-Off Risk Minimax Planes Robustos Condicionales Robustos Condicionales Intermedios (26000) Planes y Opc. Base Liviano Medio Fuerte Nudos (262) Atributos Perseo Estudios Eléctricos DigSILENT Verificación 11

13 Futuros de Demanda Optimista Norte y Sur Tasa de Crecimiento Optimista Centro Pesimista SEIN Tasa de Crecimiento Medio SEIN 13

14 Futuros de Oferta Generación Hidro Mediana/Menor con concesiones definitivas y temporales Generación Hidro Mayor Centrales del Oriente Generación Térmica (Gas Natural) 14

15 Futuros Demanda-Oferta 15

16 Escenarios Código de Caso de Escenario 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 , 1: Convergencia en Perseo (todos los casos son 0) l l l l l s, c: Sin y Con redespacho l l l l , 80, 01: Hidrologías Seca, Mediana, Húmeda l l l f, m, l: Planes Fuerte, Medio y Liviano l l , 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 , 2, 3, 4: Demanda Opt. Norte-Sur, Media, Opt. Centro, Pesimista 16

18 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

19 Metodología Trade-Off / Risk Ejemplo para dos atributos a minimizar Esta solución minimiza el Atributo 1 pero es pésima para el Atributo 2 Futuro 1 Curva Trade-Off: Contiene las mejores soluciones Esta solución minmiza el Atributo 2 pero es pésima para el Atributo 1 A es la solución de compromiso entre los dos atributos 19

20 Metodología Trade-Off / Risk Ejemplo con incertidumbre Futuro 1 A es la solución robusta Futuro 2 Futuro 3 Futuro n 20

22 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: Plan Robusto para el 2020 Machupicchu Quencoro Onocora / Subestación Quencoro 220/138 kv Independencia Marcona Socabaya 500 kv 22

23 Casos Especiales 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. 23

24 Casos Especiales 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. 24

26 Futuros de Oferta y las Centrales de la Amazonia 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 Aporte de Potencia al SEIN: 2,100 MW Centrales Inambarí, Paquitzapango y Mainique sin exportación a Brasil Aporte de Potencia al SEIN: 4,807 MW Conexión de las cinco centrales hidroeléctricas con exportación a Brasil Inambari, Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60. Aporte de Potencia al SEIN: 3,354 MW 26

27 Red Colectora EAT 27

28 Red Colectora: parámetros de las líneas 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). 28

29 Red Colectora: Estudios de investigación Previos 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

31 Estudios Eléctricos: Características de los Casos Evaluados 31

32 Resultados Obtenidos: Flujos de Carga - Año 2020 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. 32

33 Chiclayo 500 Trujillo 500 Chimbote 500 Zapallal 500 Planicie 500 Chilca 500 Independencia 500 Marcona 500 Socabaya 500 Montalvo 500 Colectora Centro 500 Cusco 500 Inambarí 500 Corriente de CC [kamp] Nivel de Cortocircuito 500 kv Año 2020 Corrientes de Cortocircuito - Falla trifásica en barra Perú Red de 500 kv Caso#1 Caso#2 Caso#3 33

34 Zorritos 220 Talara 220 Piura 220 Chiclayo Oeste 220 Guadalupe 220 Trujillo Norte 220 Chimbote 220 Paramango Nueva Vizcarra 220 Zapallal Nueva 220 Ventanilla 220 Santa Rosa 220 Planicie Chavarria 220 Industriales 220 Balnearios 220 Callahuanca 220 Oroya Nueva 220 Pomacocha 220 San Juan 220 Chilca Nueva 220 Independencia 220 Pachachaca 220 Campo Armiño 220 Marcona 220 Cotaruse 220 Socabaya 220 Montalvo 220 Ica 220 Corrientes de CC [kamp] Nivel de Cortocircuito 220 kv Año 2020 Corrientes de Cortocircuito - Falla trifásica en barra Perú Red de 220 kv Caso#1 Caso#2 Caso#3 Nota: Valores determinados reconfigurando la red de Lima para minimizar corrientes de cortocircuito 34

35 Plan Vinculante en la Zona Sur Diagrama Unifilar Año

36 Demanda Máxima en Cajamarca Año

37 Configuración red de Lima (1) 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. 37

38 Configuración red de Lima (2) 38

39 Configuración red de Lima (3) 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

40 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

41 LT. Chilca La Planicie - Zapallal Flujo de potencia Caso de máxima demanda en estiaje del año

42 Conversión de 220 kv a 500 kv de la LT. Chilca La Planicie Zapallal año 2020 (1) 42

43 Conversión de 220 kv a 500 kv de la LT. Chilca La Planicie Zapallal año 2020 (2) 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 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

44 Conversión de 220 kv a 500 kv de la LT. Chilca La Planicie Zapallal año 2020 (3) 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

46 Plan Vinculante: Resultados 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). 46

47 Plan Vinculante: Resultados 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 47

49 Conclusiones (1) Se ha logrado proponer el Primer Plan de Transmisión del SEIN para el horizonte 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

50 Conclusiones (2) 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 50

51 Referencia 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. 51

52 FIN Parte 2 52