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

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1 ANEXO D Capacidad de Transferencia Térmica por el Enlace Centro-Sur Pág. 125

2 Worst Case Steady-State Thermal Rating (Noon & LowWind) for Mantaro-Socabaya 220 kv OHTL for Amb.Temp.= 10C Conductor Name Starling 716 kcmil ACSR 26/7 Conductor Outside Diameter (inches) Conductor AC Resistance at 25 degrees Celsius (ohms/foot) 2.502E-05 Conductor AC Resistance at 75 degrees Celsius (ohms/foot) 2.991E-05 Maximum Allowable Conductor Temperature (degrees Celsius) 70 Conductor AC Resistance at Maximum Temperature (ohms/foot) 2.942E-05 Ambient Air Temperature (degrees Celsius) 10 Air Film Temperature (degrees Celsius) 40 Line Altitude above Sea Level (feet) 7500 µf - Air Viscosity (lb/ft h) at Air Film Temperature ρf - Air Density (lb/ft 3 ) at Air Film Temperature kf - Air Thermal Conductivity (W/ft ºC) at Air Film Temperature Wind speed (ft/s) 2.0 Wind speed (ft/h) qcn - Cooling by natural convection (W/ft) qc1 - Cooling by forced convection (W/ft) qc2 - Cooling by forced convection (W/ft) qc - Highest Value between qcn, qc1 and qc ε - Conductor Emissivity 0.50 qr - Cooling by radiation (W/ft) α - Conductor Solar Absorptivity 0.50 Zl - Line Azimuth (geometrical degrees) [Worst Case is East-West Direction=90deg] 90.0 Line Latitude (geometrical degrees with respect to equator) 20.0 Hc - Solar Altitude at Noon (geometrical degrees)[valid latitude range degrees] Zc - Solar Azimuth at Noon (180 geom.degrees)[valid latitude range degrees] Qs - Solar Heat Flux (W/ft 2 ) in Clear Atmosphere (Worst Case) qs - Heating by solar input (W/ft2) Conductor Rating (amperes) Conductors per Phase 2.0 Circuit Voltage (kv) Thermal Rating per Circuit (MVA) Number of Circuits per Line 2.00 Thermal Rating per Line

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

10 Estudio de Análisis de Riesgo Capacidad Térmica de Líneas Sustento del Anexo C How Does Electrical Current Affect a Transmission Line? The flow of current in a line heats the conductors causing undesirable high temperature effects: Increased sag Loss of mechanical strength by annealing of the aluminum Max sag Minimum electrical clearance Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-2 1

11 A Line s Thermal Rating The maximum amps or MVA that a line can handle without violating the maximum allowable conductor temperature The max allowable conductor temp is based on either sag or annealing limits. Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-3 What are the Major Factors that Influence an Overhead Line s Rating? Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-4 2

12 How to Calculate Rating Heat in = Heat out Q solar +I 2 R = Q convection +Q radiation Wind Cooling Radiation Cooling Solar Heating Internal Heating Due to Line Current Sustento Anexo C-5 Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 How to Calculate Rating (continued) Reorganized version of Heat in = Heat out equation: I rating = Q convection + Q radiation R Q solar Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-6 3

13 Heat Loss by Convection Mainly depends on: wind speed wind direction conductor temperature rise above air temperature (Tc Ta) Minor parameters include conductor diameter(d), air viscosity(µ), air density(ρ), and air thermal conductivity(κ) (which in turn depend on elevation, absolute air and conductor temperature). In typical wind conditions, convection is usually 3 to 4 times the radiated heat loss. Natural convection occurs in still air, while wind causes forced convection. Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-7 Heat Loss by Convection Natural Convection (still air) Q cn = f [(T c -T a ), D, ρ air ] Forced Convection (wind) Q cf = f [V w, (T c -T a ), D, ρ air, µ air, κ air ] Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-8 4

14 Line Rating vs. Wind Consider Drake conductor (about 1 diameter) Wind speed Line Rating 2 ft/s (1.4 mph) crosswise 900 amps 4 ft/s (2.7 mph) crosswise 1060 amps 6 ft/s (4.1 mph) crosswise 1190 amps Wind direction Line Rating 6 ft/s crosswise 1190 amps 6 ft/s at 45 deg 1106 amps 6 ft/s parallel 770 amps Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-9 Line Rating vs. Air Temperature Consider Drake conductor (about 1 diameter) Air Temp Line Rating 40 C (104 F) 900 amps 35 C (95 F) 950 amps 30 C (86 F) 1000 amps Air Temperature influences the heat loss by Convection and Radiation Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-10 5

15 Heat Loss by Radiation The Stefan-Boltzmann Law is the basis for energy lost due to radiation: q r = σ ε A T 4 (W) Where T - the surface temperature, K A - the surface area, m 2 ε - the emissivity of the surface, 0-1 σ - Stefan s constant, x10-8 W/m 2 K4 Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-11 Heat Loss by Radiation The net radiated heat loss from a conductor is Q r = σ ε π d ( T 4 c T 4 a ) ( W / m) Where T a - ambient temperature, K T c - conductor surface temperature, K d - conductor diameter, m σ - Stefan s constant, x10-8 W/m 2 K4 ε - emissivity of the surface, 0-1 ε 0.2 for new conductors ε 0.9 for weathered conductors ε = 0.5 typically used for unknown conductors Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-12 6

16 Solar Heat Gain Solar radiation typically raises the conductor temperature 5 to 10 C above the air temperature. Worst case rise is about 20 C. The direct sunlight, clear sky value can be calculated based on the position of the sun (time of day, time of year, latitude), elevation, conductor orientation, and conductor absorptivity. Can be measured in real-time by a solar pyranometer. Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-13 Solar Heat Gain Qs = f [ α, diam, qsun, θ ] α solar absorptivity qsun - solar and sky heat flux (W/ft 2 ) θ - function of latitude, solar altitude, solar azimuth and line azimuth Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-14 7

17 Line Rating vs. Sun Consider Drake conductor (about 1 diameter) Summer Noon: Night or overcast: Line Rating 900 amps 980 amps Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-15 Emissivity and Absorptivity Increase as Line Ages Note: Excerpts taken from Southwire Overhead Conductor Manual Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-16 8

18 Rating Calculation Algorithms Several programs use the heat in = heat out balance method and all calculate similar conductor temperature and ratings: IEEE 738 is most common EPRI s DYNAMP program CIGRE (International Conference on Large High Voltage Electric Systems) Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-17 Transient Thermal Ratings Transient Thermal Ratings (also called limited-time or emergency ratings) can be calculated for limited duration currents. Transient ratings make use of the conductor thermal time constant (between 5 and 20 minutes). Each rating has associated with it: The rating duration The initial conductor temperature The maximum allowable conductor temperature Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-18 9

19 Transient Thermal Rating Example Consider Drake conductor (about 1 diameter) with a maximum allowable temperature of 90 C. Rating Duration Line Rating Indefinite (Normal Rating) 900 amps 4 hour 900 amps 15 minute 1130 amps 5 minute 1714 amps Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-19 Applying Dynamic Thermal Rating Monitoring Main Goal: use the actual, existing line capacity Occurrences amp static rating (based on "worst case" weather assumptions) Line Rating Distribution (1 year of data, Drake conductor) Line Rating (amps) Actual Line Ratings over 1 year Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-20 10

20 Actual Line Rating Over Time Actual Rating match ip.xls Amps Air Temp Static Rating Wind speed 2 Weeks ft/s and deg C Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-21 Actual Line Rating vs. Time of Day 4000 Amps (A datapoint is plotted every 10 minutes for 1 month) Day-time rating is much higher than static rating :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 time of day Normal SDGE normal Rating = 1694 rating=1694 amps amps 15:00 19:00 18:00 17:00 16:00 20:00 sd_sep97.xls 23:01 22:01 21:01 Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-22 11

21 Dynamic Line Rating Techniques Weather monitoring Tension monitoring Sag monitoring Line temperature monitoring Conductor replica monitoring system Overhead Transmission Line Design 2005 Siemens PTI June 2007 Sustento Anexo C-23 12

22 ANEXO E Reporte COES y Datos de Capacidad Pág. 126

23 INFORME DE OPERACIÓN ANUAL N COES SINAC-DEV OPERACIÓN EJECUTADA - AÑO ENERGÍA PRODUCIDA (MWH) 2.- MÁXIMA DEMANDA DEL SISTEMA (MW) (*) EMPRESAS GENERACIÓN GENERACIÓN TOTAL SINAC SINAC HIDRÁULICA TÉRMICA DIA: 19/12/2006 DIA: 20/12/ /2005 MWh MWh MWh HORA: 19:45 HORA: 19:45 % ELECTROPERÚ Mantaro Restitución Tumbes Yarinacocha CAHUA Cahua/Pariac Arcata Gallito Ciego Pacasmayo TERMOSELVA Aguaytía EDEGEL Huinco Matucana Callahuanca Moyopampa Huampaní Chimay Yanango Santa Rosa UTI Santa Rosa Westinghouse Ventanilla MINERA CORONA Huanchor EEPSA Malacas EGENOR Carhuaquero Cañón del Pato Chiclayo Oeste Piura Diesel Sullana Diesel Paita Diesel Piura Turbogas Trujillo Turbogas Chimbote Turbogases ELECTROANDES Yaupi Oroya/Pachachaca Malpaso SHOUGESA San Nicolás EGASA Charcani I,II,III Charcani IV Charcani V Charcani VI Mollendo Diesel Mollendo TG Chilina Diesel Chilina TV EGEMSA Machupicchu Dolorespata EGESUR Aricota Calana ENERSUR Yuncán Ilo Ilo Chilca SAN GABÁN San Gabán II Taparachi Bellavista ELECTRICA SANTA ROSA Santa Rosa I ENERGÍA ENERGÍA /2005 (%) 9.18% 3.24% 7.66% (*) : La máxima demanda viene siendo determinada con datos de medidores de potencia y energía a partir de Abril del /8/2007 ELABORADO : Ramiro Tapia Arch: Evan2006.xls Vo.Bo.A.V.V.

24 C ENT RA L T ens ió n Pot. Instalad. Pot. Instalad. P o t. Ef ec t iv a P o t. R eac t iv a (k V.) (M VA ) (M W) (M W) (M VA R ) Em pres a M A N T A R O G1 13, ELEC T R OPER U M A N T A R O G2 13, ELEC T R OPER U M A N T A R O G3 13, ELEC T R OPER U M A N T A R O G4 13, ELEC T R OPER U M A N T A R O G5 13, ELEC T R OPER U M A N T A R O G6 13, ELEC T R OPER U M A N T A R O G7 13, ELEC T R OPER U REST IT UCION G1 13, ELEC T R OPER U REST IT UCION G2 13, ELEC T R OPER U REST IT UCION G3 13, ELEC T R OPER U CA ÑON DEL PA T O G1 13, EGEN OR CA ÑON DEL PA T O G2 13, EGEN OR CA ÑON DEL PA T O G3 13, EGEN OR CA ÑON DEL PA T O G4 13, EGEN OR CA ÑON DEL PA T O G5 13, EGEN OR CA ÑON DEL PA T O G6 13, EGEN OR CA RHUA QU ER O G1 10, EGEN OR CA RHUA QU ER O G2 10, EGEN OR CA RHUA QU ER O G3 10, EGEN OR HU INCO G1 12, ED EGEL HU INCO G2 12, ED EGEL HU INCO G3 12, ED EGEL HU INCO G4 12, ED EGEL M A T UCA NA G1 12, ED EGEL M A T UCA NA G2 12, ED EGEL MOY O PA MPA G1 10, ED EGEL MOY O PA MPA G2 10, ED EGEL MOY O PA MPA G3 10, ED EGEL CA LLA HUA NCA G1 6, ED EGEL CA LLA HUA NCA G2 6, ED EGEL CA LLA HUA NCA G3 6, ED EGEL CA LLA HUA NCA G4 8, ED EGEL HU A M PA N I G 1 10, ED EGEL HU A M PA N I G 2 10, ED EGEL C HIM AY G1 13, ED EGEL C HIM AY G2 13, ED EGEL YANAGO ED EGEL HU A N C HOR G1 10, M. CORONA HU A N C HOR G2 10, M. CORONA CA HU A G1 10, CA HU A CA HU A G2 10, CA HU A PA RIA C CH1 10, CA HU A PA RIA C CH2 10, CA HU A PA RIA C CH3 A 10, CA HU A PA RIA C CH3 N 10, CA HU A PA RIA C CH4 -G1 10, CA HU A PA RIA C CH4 -G2 10, CA HU A GA LLITO CIEGO G1 10, CAHUA GA LLITO CIEGO G2 10, CAHUA A RCATA CAHUA M ISA P UQUIO 0, CAHUA SA N IGNA CIO 0, CAHUA SA N A NTONIO 0, CAHUA HUA YLLA CHO 0, CAHUA YA UP I G1 13, ELECTROANDES YA UP I G2 13, ELECTROANDES

25 YA UP I G3 13, ELECTROANDES YA UP I G4 13, ELECTROANDES YA UP I G5 13, ELECTROANDES M A LPA SO G1 6, ELECTROANDES M A LPA SO G2 6, ELECTROANDES M A LPA SO G3 6, ELECTROANDES M A LPA SO G4 6, ELECTROANDES P A CHA CHACA G1 2, ELECTROANDES P A CHA CHACA G2 2, ELECTROANDES P A CHA CHACA G3 2, ELECTROANDES OROYA G1 2, ELECTROANDES OROYA G2 2, ELECTROANDES OROYA G3 2, ELECTROANDES CHA RCA NI I G1 5, EGA SA CHA RCA NI I G2 5, EGA SA CHA RCA NI II G1 5, EGA SA CHA RCA NI II G2 5, EGA SA CHA RCA NI II G3 5, EGA SA CHA RCA NI III G1 5, EGA SA CHA RCA NI III G2 5, EGA SA CHA RCA NI IV G1 5, EGA SA CHA RCA NI IV G2 5, EGA SA CHA RCA NI IV G3 5, EGA SA CHA RCA NI V G1 13, EGA SA CHA RCA NI V G2 13, EGA SA CHA RCA NI V G3 13, EGA SA CHA RCA NI VI EGA SA M A CHUP ICCHU G1 13, EGEM SA M A CHUP ICCHU G2 13, EGEM SA M A CHUP ICCHU G3 13, EGEM SA A RICOTA I G1 10, EGESUR A RICOTA I G2 10, EGESUR A RICOTA ii 10, EGESUR SA N GABAN II G1 13, SAN GABAN SA N GABAN II G2 13, SAN GABAN YUNCA N G1 13, ENERSUR YUNCA N G2 13, ENERSUR YUNCA N G3 13, ENERSUR SA NTA ROSA 22,90 1,02 1,02 SANTA ROSA Total Termicas Plantas Hidráulicas Planta MW MW Efectivos Empresa instalados AGUAYTIA TERMOSELVA AGUAYTIA TERMOSELVA PACASMAYO CAHUA PACASMAYO CAHUA PACASMAYO CAHUA PACASMAYO CAHUA SANTA ROSA EDEGEL SANTA ROSA EDEGEL SANTA ROSA EDEGEL VENTANILLA EDEGEL MALACAS EEPSA MALACAS EEPSA MALACAS EEPSA MALACAS EEPSA CHICLAYOOESTE EGENOR

26 CHICLAYOOESTE EGENOR CHICLAYOOESTE EGENOR CHICLAYOOESTE EGENOR CHICLAYOOESTE EGENOR PIURA EGENOR PIURA EGENOR PIURA EGENOR PIURA EGENOR PIURA EGENOR PIURA EGENOR PIURA EGENOR SULLANA EGENOR SULLANA EGENOR SULLANA EGENOR SULLANA EGENOR SULLANA EGENOR PAITA EGENOR PAITA EGENOR PAITA EGENOR PAITA EGENOR PAITA EGENOR PAITA EGENOR CHIMBOTE EGENOR CHIMBOTE EGENOR TRUJ ILLO EGENOR TUMBES ELECTROPERU TUMBES ELECTROPERU YA RINACOCHA ELECTROPERU YA RINACOCHA ELECTROPERU YA RINACOCHA ELECTROPERU YA RINACOCHA ELECTROPERU SAN NICOLAS SHOUGESA SAN NICOLAS SHOUGESA SAN NICOLAS SHOUGESA SAN NICOLAS SHOUGESA SAN NICOLAS EGASA MOLLENDO EGASA MOLLENDO EGASA MOLLENDO EGASA MOLLENDO EGASA CHILINA EGASA CHILINA EGASA CHILINA EGASA CHILINA EGASA CHILINA EGASA DOLORESPATA EGEMSA DOLORESPATA EGEMSA DOLORESPATA EGEMSA DOLORESPATA EGEMSA DOLORESPATA EGEMSA DOLORESPATA EGEMSA DOLORESPATA EGEMSA BELLAVISTA SAN GABAN BELLAVISTA SAN GABAN TAPARACHI SAN GABAN TAPARACHI SAN GABAN TAPARACHI SAN GABAN TAPARACHI SAN GABAN CALANA EGESUR CALANA EGESUR CALANA EGESUR

27 CALANA EGESUR ILO EGESUR ILO EGESUR ILO EGESUR ILO EGESUR ILO EGESUR ILO EGESUR CHILCA EGESUR ILO Total Data 2006, Fuente Estadisticas COES Resumen de Capacidad por región MW Región Instalada Efectiva Norte Hidro Termica Centro Hidro 2,176 1,981 Termica Sur Oeste Hidro Termica Sur Este Hidro Termica Total Hidro 3,001 2,793 Termica 2,113 2,011 Total 5,114 4,804

28 ANEXO F Estabilidad Dinámica Pág. 127

29 METODOLOGIA A continuación se describe brevemente la metodología empleada en la definición de los límites de transmisión. 1-Actualización de la Base de Datos de Estabilidad del Sistema En el proyecto anteriormente realizado por Siemens PTI-Quantum para Osinergmin, se utilizó para los estudios una base de datos dinámica en formato PSS E. La misma se utilizará en los estudios actuales, con las siguientes excepciones: Modelación de los motores de la planta de sulfuro de Cerro Verde. En estudios anteriores dichos motores fueron representados como una carga estática, pero gracias a la información recibida recientemente por Quantum, se ha procedido a mejorar la modelación de las cargas mineras de la planta, tanto en el programa de flujo de carga como en el de estabilidad transitoria. En la Tabla 1 se encuentran los datos suministrados por Osinergmin. Para la carga de motores en Cerro Verde, Quantum representó en el flujo de carga un equivalente de todos los motores de inducción tal como se muestra en la Tabla 1a. Para los modelos dinámicos, el motor sincrónico se modeló utilizando un modelo típico GENROU y en el equivalente del motor asincrónico se utilizó el modelo CIMTR2 cuya descripción de los datos de entrada se encuentra en la Figura 1 (en inglés). Tabla 1: Motores Planta de Sulfuro de Cerro Verde. Datos de Osinergmin. Potencia Base (MVA) Impedancia Interna (p.u.) Nombre Id Pgen (MW) CVERD CVERD CVERD CVERD CVERD CVERD CVERD CVERD CVERD S

30 Tabla 1a Motores Planta de Sulfuro de Cerro Verde. Datos de Flujo de Carga Número Nombre Id Pgen (MW) Qgen (MVAR) Mbase (MVA) R (pu) X (pu) 304 CVERD CVERD S Figura 1: Datos de Entrada de los Motores de Inducción en PSS E La información recibida de los motores de inducción corresponde al modelo típico del circuito equivalente del motor de inducción de la Figura 2 y los datos suministrados se encuentran en la Tabla 2. La conversión a los parámetros en el formato de PSS E se realizó de acuerdo a la equivalencias mostradas en Tabla 3 y los parámetros finales se encuentran en la Tabla 4.

31 Figura 2: Circuito Equivalente del Motor de Inducción Tabla 2: Motores de Inducción Planta de Sulfuro de Cerro Verde Circuito Equivalente Const. Tiempo Reac.E Reactancia Res. Reac. Resistencia Reactancia Resistencia Reactancia Res. Rotor Reac. Nombre Inercia de Aceleración Res.Estat. stat. Magnet. Xm Rotor A Rotor A RrA1 XrA1 RrA2 XrA2 B Rotor B kgm^2 s p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. asm _cverd_1030kva_22.9kv asm _cverd_1110kva_22.9kv asm _cverd_1195kva_22.9kv asm _cverd_1290kva_22.9kv asm _cverd_515kva_22.9kv asm _cverd_5725kva_22.9kv asm _cverd_686kva_22.9kv asm _cverd_858kva_22.9kv Tabla 3: Tabla de Conversión de Parámetros entre modelos

32 Tabla 4: Parámetros CIMTR2 Id T' T" H X X' X" Xl E1 s(e1) E2 s(e2) D unidad sec sec p.u p.u. p.u. p.u. p.u Modelación del esquema de rechazo de carga por baja frecuencia Quantum recibió un informe técnico de la COES titulado Informe Final del Estudio de Actualización del Esquema de Rechazo Automático de Carga y Desconexión Automática de Generación del SEIN Año En dicho informe se menciona que se implementó un esquema de desconexión de carga basado en los siguientes criterios: a) El esquema de desconexión de carga representa el 48% de la demanda total b) El esquema fue diseñado con 7 etapas, que tienen asignado el mismo porcentaje de carga a rechazar en todas las zonas del SEIN y se activan por umbral de frecuencia, con una frecuencia de arranque de 59.0 Hz. c) Las etapas de umbral, también se pueden disparar en forma anticipada de acuerdo a la derivada de la frecuencia, considerando un umbral de arranque fijado en 59.8 Hz y derivadas mínimas de acuerdo a la zona geográfica de ubicación de las instalaciones. d) Una función para restituir la frecuencia a la banda 60.0 ± 0.3 Hz antes de los 20 s, que fue asignada a la séptima etapa y se debía activar siempre que la magnitud de la carga desconectada y la velocidad de respuesta de la reserva disponible no pudieran restituir la frecuencia por sobre 59.7 Hz en 15 s.

33 Tabla 5: Especificaciones de Relés de Rechazo de carga Número Porcentaje RELES POR RELES POR DERIVADA DE FRECUENCIA de de ZONA ARRANQUE UMBRAL ZONA NORTE ZONA SUR (1) rechazo CENTRO Etapa en c/etapa (Hz) (s) (Hz/s) (s) (Hz/s) (s) (Hz/s) (s) (Hz) 1 4,20% 59,0 0,15-0,75 0,15-0,65 0,15-1,10 0,15 59,8 2 7,80% 58,9 0,15-0,75 0,15-0,65 0,15-1,10 0,15 59,8 3 10,00% 58,8 0,15-0,75 0,15-0,65 0,15-1,10 0,15 59,8 4 10,00% 58,7 0,15-1,10 0,15-1,50 0,15 59,8 5 8,00% 58,6 0,15-1,40 0,15-2,10 0,15 59,8 6 5,50% 58,5 0,15 7 2,50% 58,4 0,15 Reposición 1,25%(2) 59,1 30,00 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s (2) respaldo para reponer la frecuencia si luego de los rechazos de carga esta se encuentra por debajo de 59.1 HZ Quantum, utilizó para cada carga el modelo LDSHBL cuyo funcionamiento se puede describir a través del gráfico mostrado en la Figura 3, y la entrada de datos al programa se muestra en la Figura 4. Figura 3: Curva Relé de Baja Frecuencia Por falta de modelos estándares en el programa no se modeló rechazo automático por relés de gradiente de frecuencia, si bien los resultados se analizaron para determinar si los mismos hubiesen sido accionados ante las diferentes perturbaciones analizadas.

34 Figura 4: Data de Entrada Parámetro del Relé de Baja Frecuencia 2- Problemas Existentes de la Interconexión Norte - Sur El sistema actual de transmisión de potencia entre el Norte y el Sur está comprendido básicamente por dos líneas de transmisión AC en 220 kv de aproximadamente 600

35 km de longitud entre las subestaciones C Armiño y Socabaya con una sola subestación intermedia en Cotaruse. Este sistema se encuentra compensado con capacitores serie en aproximadamente un 50%, lo cual beneficia no solo el comportamiento en estado estacionario sino también en el estado dinámico. El inconveniente de este sistema radica en que estas largas líneas de transmisión restringen el incremento en la capacidad de transferencia entre el Norte y el Sur. El siguiente diagrama trata de explicar de manera simplificada parte de los problemas de transmisión existentes con esta configuración. En este sencillo análisis asumiremos que existe una fuente infinita en C. Armiño que se encuentra transfiriendo potencia a la carga conectada en la subestación Montalvo. El voltaje en C. Armiño se mantiene en 1.0 p.u. a medida que se incrementa la carga en Montalvo 220 kv. Es de hacer notar que si bien este ejemplo es simplificado muchas de las conclusiones serán ratificadas posteriormente por un análisis detallado del sistema actual, incluyendo análisis de estabilidad de voltaje (PV) y transitoria. El siguiente gráfico muestra para el sistema de transmisión anterior, la variación del voltaje en Montalvo a medida que se incrementa la carga en dicha subestación. El punto de quiebre de esta curva PV se encuentra para una potencia entre los 220 y 270 MW dependiendo si el reactor shunt en Cotaruse está en servicio. Los resultados son del sistema (es decir, del enlace) y muestran resultados con y sin reactores shunt.

36 Montalvo Voltage vs MW transfer p.u V518_ShR V518_noShR MW El siguiente gráfico muestra la potencia reactiva requerida por el sistema de transmisión para poder transferir el flujo de potencia real. Es conocido que si las líneas de transmisión se cargan mas allá de su impedancia de carga SIL la línea absorbe reactivos pero si se encuentra transmitiendo por debajo de este valor la línea por el contrario inyectará reactivos al sistema. Line Reactive Consumption MVAr MW transfer Line MVAr_ShR Line MVAr_noShR En el caso de que una de las líneas de 220 kv se encuentre fuera de servicio la condición anterior es más dramática y se muestra en la figura siguiente.

37 Post-contingency MVAr Voltage, p.u. Line MVAr_ShR V518_ShR MW transfer En este gráfico se puede observar que bajo esta condición de contingencia, existen severos problemas de tensión a partir de los 150 MW de transferencia entre el Norte y el Sur. Si bien este es un análisis estático, muestra a su vez un potencial problema dinámico ya que ante ciertas condiciones de falla uno de los circuitos puede ser disparado por accionamiento de las protecciones del sistema. Este análisis si bien simplificado, permite intuir que probablemente, el único camino para resolver los posibles problemas de estabilidad del sistema es el aumento en el número de los circuitos paralelos entre el norte y el sur. En cuanto a las opciones, las mismas pueden ser de distinta naturaleza (AC o DC), y en este estudio se analizarán extensivamente varias de las mismas. Otras posibles opciones para incrementar la transferencia actual del sistemas pueden ser SVC, aumento de la compensación serie etc, pero las mismas no aumentan significativamente la transferencia entre ambos sistemas si bien esto se discute en el análisis. Evaluación de los Límites Térmicos Dependiendo de la opción (o plan) de interconexión el límite térmico vendrá definido por la máxima potencia posible de transferir entre el Norte y el Sur sin sobrecargar los límites térmicos de los equipos o conductores ante la pérdida de uno de los enlaces (líneas de transmisión entre el Norte y el Sur). Evaluación de los Límites de Estabilidad de Tensión (Análisis PV) El límite de estabilidad de tensión se encuentra definido como la máxima transferencia de potencia entre los sistemas involucrados (sistemas emisor y receptor)

38 antes de enfrentar una situación de colapso de tensión en el sistema. Este incremento en la transferencia de potencia puede ser efectuado bien sea, incrementando carga (Transferencia GEN-CARGA) o desplazando generación en el sistema receptor (SUR) (Transferencia GEN-GEN). Solo el método GEN-GEN se presenta en este reporte y el análisis PV se realizó considerando los límites máximos y mínimos de las unidades generadoras, a falta de datos para la potencia mínima la misma se asumió en un 20% de la potencia máxima (dato disponible). El despacho de generación ante colapso de tensión se considera como de reserva 0%, el límite práctico se estimará utilizando el 70% 1 de la potencia de transferencia incremental entre ambas zonas. Una vez obtenido el flujo de carga correspondiente al límite práctico por estabilidad de tensión, el mismo será utilizado para la evaluación de estabilidad transitoria del sistema de potencia. Límites por Evaluación de Estabilidad Transitoria A partir de las condiciones iniciales definidas en los flujos de carga desarrollados en el análisis de estabilidad de voltaje (30% de reserva 2 ), se procederá a evaluar el límite de estabilidad transitoria siguiendo los pasos descritos a continuación: a) Falla C-1: aplicación de la falla simultánea que puede provocar la pérdida de sincronismo del Sistema Sur o la desconexión de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. Esta falla simultánea ha sido definida en estudios anteriormente realizados por COES como una falla monofásica a tierra en la línea Cotaruse Socabaya ckt 1 con apertura en 100 ms y recierre exitoso después de 800 ms, conjuntamente con una falla trifásica en el circuito paralelo con apertura exitosa en 100 ms.. b) Falla C-2: aplicación de una falla trifásica franca en la subestación Campo Armiño, a despejar en 5 ciclos, con despeje de falla a través de la apertura de la línea C. Armiño - Cotaruse. Como se discutirá posteriormente se detectó que para ciertos escenarios de generación - carga esta falla era más severa que la descrita anteriormente. Si uno observa la evolución de el diagrama unifilar a través de los años, se puede concluir que antes de que se construyera la línea y la interconexión Cotaruse - Machupichu los flujos de las líneas C. Armiño - Cotaruse y Cotaruse - Socabaya son aproximadamente los mismos, por lo que la falla C1 es la mas severa, una vez que las líneas se encuentran en servicio el primer segmento de línea C. Armiño Cotaruse se encuentra mas cargado que el segmento Cotaruse Socabaya por lo que la contingencia C-2 puede ser mas severa ante estas condiciones. c) En caso de que utilizando el flujo de carga inicial al simular la falla se comprometa la estabilidad del sistema, se disminuirá la transferencia entre el 1 Considerado en base a los valores usados típicamente en Perú. Esto es, basados en la sensibilidad del sistema específico ante variaciones de carga y contingencias. 2 Esto, al igual que el punto anterior, se basa en el informe final de COES-Sinac/Dev , titulado Estudio de Estabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, de fecha 31 de julio de 2006.

39 Norte y el Sur en el flujo de carga hasta que se obtenga la estabilidad para la falla descrita anteriormente o para cualquier tipo de falla. DESCRIPCION DE ESCENARIOS En discusión entre Osinergmin y el equipo consultor, se determinó que para las diferentes opciones de transmisión entre el Norte y el Sur se estudiarían tres diferentes escenarios de generación y dos niveles de demanda, para un total de seis casos o flujos de carga a ser modelados para el sistema de transmisión, los mismos se definieron anteriormente y se enumeran a continuación: Escenarios de Generación: - Escenario Norte, definido como el escenario donde no hay crecimiento de generación en el sur. - Escenario Sur, definido como aquel en el cual hay crecimiento pronunciado de la generación en el sur mediante plantas hidráulicas en la zona sureste del país. - Escenario Térmico, donde se contempla un desarrollo significativo en el Sur mediante plantas térmicas en la zona Suroeste. Las unidades a instalar para cada uno de los escenarios, y a modelar en los correspondientes flujos de carga se encuentran definidas en la Tabla 6. Tabla 6: Candidatos Escenarios de Generación Bajo Estudio Norte Centro Capacidad (MW) Escenario Norte Escenario Sur Escenario Térmico TG BPZ 150 x x x CH Santa Rita 225 x x CH Chevez 158 x x CH Quitaracsa 110 x x CH Olmos 140 x x TG Mollendo GN 71 x x x CT Calana GN 25 x x x CH Platanal 220 x x x TG2 CT Kallpa (Globeleq) 170 x x x CH La Virgen 50 x CH Huanza 86 x CH Marañon 96 x TG1 CT Camisea x x x TG2 CT Camisea x x x TV CT Camisea 1 (CC) 170 x x x TG1 CT Camisea x x x

40 Suroeste Sureste TG2 CT Camisea x x x TV CT Camisea 2 (CC) 170 x x TG1 CT Camisea x x TG2 CT Camisea x x TV CT Camisea 3 (CC) 170 x CH Tarucani 50 x CH Lluclla 380 CH Lluta 270 TV ILO 1 GN (R) 140 x TG ILO 1 GN (R) 70 x TG1 CT Sur 170 x TG2 CT Sur 170 x CH Machupicchu 2 75 x x x etapa CH Santa Teresa I 108 x CH Santa Teresa II 130 x C.H. Primavera 200 x CH San Gaban I 110 x C.H. Pucara 130 x CH San Gaban III 105 x TG1 CT Quillabamba 100 x x: unidad candidata en dicho escenario (presente en flujo de carga) Escenarios de Demanda: Dos niveles de demanda fueron modelados para cada uno de los escenarios de generación, ellos corresponden a las proyecciones MAA (Media Alta Alta) y MBB (Media Baja Baja). Nota Importante: Proyección MAA significa, por ejemplo, que la demanda en el norte-centro es la media, en el sureste es alta y en el suroeste es alta. Es decir, cada palabra refleja si el escenario de demanda considerado es alto, medio o bajo para las regiones norte-centro, sureste y suroeste, en ese orden. Flujos de Carga Simulados Las seis combinaciones posibles entre los niveles de demanda y los escenarios de instalación de generación definen los seis flujos de carga básicos del estudio desarrollados por Quantum para el estudio. En la Tabla 7 se muestran para cada uno de los casos de flujo de carga, el balance carga-generación correspondiente.

41 Tabla 7: Balance Carga-Generación Flujos de Carga Flujo de Carga Area Central Area Norte Generación Carga Generación Carga P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) Norte_MAA Norte_MBB Sur_MAA Sur_MBB Termico_MAA Termico_MBB Flujo de Carga Area Suroeste Area Sureste Generación Carga Generación Carga P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) P (MW) Q (MVAr) Norte_MAA Norte_MBB Sur_MAA Sur_MBB Termico_MAA Termico_MBB DESCRIPCION DE LAS OPCIONES DE EXPANSION Las siguientes opciones de interconexión entre los sistemas Norte y Sur fueron evaluadas: - Opción 1 (se corresponde con el Plan 1): Incrementar la compensación serie existente a 505 MVA: esta Opción consistiría exclusivamente en el cambio de los condensadores serie de las líneas Mantaro Cotaruse, la nueva capacidad se fija en 505 MVA, que es el límite del conductor en serie con los bancos de compensación serie. - Opción 2 (se corresponde con el Plan 2); Nueva línea AC compensación serie 220 kv a 505 MVA / 750 km simple terna entre Mantaro Cotaruse Socabaya Montalvo - Opción 3 (se corresponde con el Plan 3): Nueva línea convencional HVDC 600 km de longitud Mantaro Socabaya - Opción 4 (se corresponde con el Plan 4): Incrementar la compensación serie existente a 505 MVA y mejorar su control a través de TCSC - Opción 5 (se corresponde con el Plan 5): Nueva líneas de 500 kv Chilca Montalvo, 1800 MVA, 815 km simple terna con phase shifter (intercambiadores de fase) en la subestación Mantaro - Opción 6 (se corresponde con el Plan 1): Nuevo convertidor HVDC Back-to- Back de 600 MW instalado en la S/E Cotaruse. Nota: esta Opción requiere demasiada compensación por lo que sería descartada técnicamente.

42 Todas estas opciones incluyen la línea Machu Picchu-Tintaya-Puno a 220 kv, necesaria para evacuar la generación en la zona para el año Las opciones que incluyen HVDC Light y SVC no se evaluaron por razones técnicas. Por ejemplo (y de acuerdo a la información disponible por Quantum) HVDC Light es una tecnología que no se ha probado para potencias mayores a 300 MW y posee límites en la distancia aplicada inferiores a este caso. Por otro lado los límites de transferencia en este documento se refieren a la barra: Mantaro. A continuación se presentará el análisis realizado para cada una de las opciones así como los resultados más significativos. RESULTADOS Opción 1: Cambio de los Condensadores Serie Descripción de la Opción: Esta Opción consiste simplemente en el cambio de los bancos de compensadores serie en Cotaruse, consistentemente con la capacidad térmica de las ternas respectivas de 505 MVA. El diagrama unifilar para la configuración de despacho Norte demanda MAA y máxima transferencia Norte Sur (definida en esta sección) se muestra en la Figura 5. A continuación se definen los límites por capacidad térmica, estabilidad de voltaje y estabilidad transitoria de la Opción.

43 Figura 5: Opción 1; Cambio de los Condensadores Serie (Despacho Norte MAA) Límite Térmico Para la Opción se define como límite térmico de la capacidad de transferencia la potencia real en Mantaro fluyendo hacia Socabaya de 505 MVA, esto daría un total de 253 MW por terna, lo que ante condiciones de N-1 ó pérdida de una de las ternas Mantaro - Socabaya, tanto el capacitor serie como el conductor entre Mantaro y Socabaya alcanzaría aproximadamente su límite térmico de 505 MVA. Límite por Estabilidad de Voltaje A partir de los flujos de carga base descritos en la Tabla 7, se procedió a elaborar para cada uno de ellos el análisis de los límites de estabilidad de voltaje. Utilizando la herramienta de análisis PV dentro de PSS E se procedió a monitorear las diferentes barras del sistema de 138 y 220 kv a medida que se incrementaba la transferencia de potencia entre el Norte y el Sur y el Sur Norte (solo en ciertos escenarios de generación). Para cada uno de los casos de flujo bajo estudio con esta Opción se presenta a continuación las grafica del voltaje de Socabaya y el flujo total por la interfase Norte Sur, definida en este caso por el flujo total medido en Mantaro hacia Socabaya por las dos ternas de 220 kv.

44 a) Despacho Norte MAA: Para el Despacho Norte, solamente fueron evaluadas transferencia de Norte a Sur exclusivamente. La Figura 6 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kv y en la Figura 7 se muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kv) Bus: 806 [SOCAB ] Figura 6: Voltaje en Socabaya 220 kv como función de la Transferencia de Potencia Incremental Norte-Sur Transferencia GEN-GEN Demanda MAA

45 Interface: SOC Figura 7: Flujo total en MW por las líneas Mantaro Cotaruse como función de la Transferencia de Potencia Incremental Norte-Sur. Transferencia GEN-GEN. Demanda MBB El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte - Sur para un total de 818 MW por la interfase Asumiendo una reserva del 30 %, la transferencia de potencia se fija a 573 MW o 286 MW por circuito, el cual es superior al límite térmico. b) Despacho Sur MAA: Para el despacho Sur, fueron evaluadas transferencia de Norte a Sur y Sur a Norte si bien solamente se mostrarán los resultados correspondientes a transferencia Norte Sur por ser este el flujo económico de acuerdo a las corridas de Perseo. La Figura 8 muestra el comportamiento del voltaje en la Barra Socabaya 220 kv y en la Figura 9, se muestra el flujo por la interfase (flujo total entre Mantaro y Cotaruse 220 kv).

46 1.12 Bus: 806 [SOCAB ] Figura 8: Voltaje en Socabaya 220 kv como función de la Transferencia de Potencia Incremental Norte-Sur Transferencia GEN-GEN Demanda MAA Interface: SOC Figura 9: Flujo total en MW por las líneas Mantaro Cotaruse como función de la Transferencia de Potencia Incremental Norte-Sur. Transferencia GEN-GEN. Demanda MBB El flujo de colapso de tensión corresponde a un incremento de potencia en la transferencia Norte Sur de 883 MW por la interfase. Asumiendo una reserva