RESUMEN EJECUTIVO INFORME DE DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN PERIODO

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1 RESUMEN EJECUTIVO INFORME DE DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN PERIODO FEBRERO

2 Informe DP Dirección de Planificación de Transmisión INFORME DE DIAGNOSTICO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN PERIODO 2022 Febrero de 2011 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Febrero-2011 Dirección de Planificación de Transmisión Período

3 RESUMEN EJECUTIVO INDICE 1. INTRODUCCIÓN 2 2. ENFOQUE INTEGRAL DEL DIAGNÓSTICO 2 3. INFORMACIÓN UTILIZADA 5 4. CRITERIOS 7 5. RESULTADOS DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA DE CORTO PLAZO RESULTADOS DEL DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE CORTO PLAZO DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRES, LARGO PLAZO DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE VERIFICACIÓN DE LARGO PLAZO CONCLUSIONES 37 ANEXOS 41 ANEXO A. DEMANDA, GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 42 ANEXO B. DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE CORTO PLAZO 47 ANEXO C. DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRES 48 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. i Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

4 RESUMEN EJECUTIVO 1. INTRODUCCIÓN El presente Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Período (Informe de Diagnóstico) ha sido elaborado por el Comité de Operación Económica del Sistema (), en cumplimiento del Artículo 16 del Reglamento de Transmisión (RT), y con el alcance indicado en el Artículo 8 de los Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión, en adelante la Norma. El objetivo del Informe de Diagnóstico es hacer un diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN desde el punto de vista energético y eléctrico, en los periodos de corto plazo ( - ) y el largo plazo ( ), con la finalidad de detectar las restricciones o congestiones en el sistema de transmisión bajo distintas hipótesis de demanda, generación e hidrología. Las soluciones a estas restricciones y congestiones serán determinadas en el estudio de Actualización del Plan de Transmisión, periodo -2022, considerando las propuestas que los agentes e interesados hagan para ese fin. En enero 2011 el presentó su Propuesta Definitiva del Primer Plan de Transmisión (PPT) el mismo que concluye en un Plan Vinculante (obras de transmisión cuyo inicio de ejecución se realiza dentro de la vigencia del PPT (mayo 2011 diciembre 2012), y un denominado Plan Robusto al 2020 (y un plan intermedio al año 2016), con las obras de transmisión que bajo las incertidumbres de la demanda, oferta y otras variables se presentan como las que requieren ser implementadas para el año final horizonte del estudio, así como para el año intermedio. Para la elaboración del Informe de Diagnóstico se realizó, una campaña de levantamiento de información de demanda y de oferta de generación de los agentes del sector. Como resultado de esta nueva información, que refleja la evolución del mercado eléctrico conforme a las perspectivas de los agentes en el largo plazo, se presentan variaciones en la demanda y oferta, considerados en el Primer Plan de Transmisión Período Por consiguiente, la identificación de las restricciones o congestiones en el sistema de transmisión que aborda el Informe de Diagnóstico se realiza considerando la expansión de transmisión contemplada en el PPT, que comprende el Plan Vinculante y los Planes Robustos, pero bajo las nuevas condiciones de demanda y oferta levantadas en la campaña mencionada. 2. ENFOQUE INTEGRAL DEL DIAGNÓSTICO Dado que la incertidumbre en la realización de los proyectos de demanda y oferta eléctrica crece conforme se extienda el horizonte de evaluación, el diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN que comprende el Informe de Diagnóstico fue realizado bajo un enfoque integral que considera dos horizontes definidos: El Corto Plazo (-): Período en el que se contempla la evolución de la demanda y oferta dentro de márgenes de variación con relativamente alta certidumbre de ocurrencia, ya que comprende proyectos en marcha o con alto Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. ii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

5 grado de maduración. La evaluación del SEIN para este período es realizada bajo metodologías determinísticas. El Largo Plazo ( ): En este período la evolución del SEIN está sujeta a incertidumbre tanto en el lado de la demanda (variaciones de crecimiento vegetativo por zonas, grande proyectos de demanda, etc.) como del lado de la oferta de generación (incertidumbre en la magnitud, locación, tipo y oportunidad de puesta en operación de centrales de generación. Asimismo, se considera como una incertidumbre más la hidrología. Por lo indicado el diagnóstico del SEIN para este período se realiza mediante metodologías que consideren evaluación bajo incertidumbres. El enfoque integral del diagnóstico del SEIN puede resumirse esquemáticamente en el diagrama de la figura siguiente: Figura 2.1. Enfoque Integral del Diagnóstico En grandes bloques, el Informe de Diagnóstico está compuesto por tres partes: La información y los procesos básicos, el diagnóstico propiamente dicho y los resultados del diagnóstico. La primera parte corresponde a la preparación de la información base para el análisis (bases de datos de los modelos a utilizar, demanda y oferta de generación). La segunda parte comprende la simulación de los modelos, análisis e interpretación de Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. iii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

6 los resultados, y la tercera parte corresponde a la presentación de los resultados y conclusiones. INFORMACIÓN Y PROCESOS BÁSICOS Incluye la proyección de la demanda, y la elaboración de los planes de obras de transmisión y generación, los cuales se utilizan principalmente en el diagnóstico de corto plazo, bajo un enfoque determinístico. Incluye también la elaboración de los futuros de demanda, oferta e hidrología, los cuales se utilizarán en el diagnóstico de largo plazo, bajo un enfoque basado en incertidumbre que se explicará más adelante. DIAGNÓSTICO El Informe de Diagnóstico a fin de cumplir con lo indicado por la Norma, ha sido elaborado bajo una metodología desarrollada por siendo su característica más saltante es que presenta un análisis basado en incertidumbres en el largo plazo, adicionalmente a un análisis tradicional bajo criterios determinísticos en el corto plazo. En el largo plazo se parte de la premisa de que el futuro no está definido, sino que existen variables que están fuera del control del planificador y que afectan las decisiones de expansión del sistema de transmisión. Estas variables son llamadas incertidumbres y son la demanda, oferta de generación e hidrología. En la figura siguiente se ilustra el rango de variación considerado para la demanda, la cual no solo varía en magnitud sino en ubicación. Figura 2.2. Futuros de Demanda Año 2022 (MW) Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. iv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

7 De igual forma en lo que respecta a la oferta de generación, para el largo plazo se plantean futuros de oferta acorde al grado de maduración de los proyectos, así como de su tamaño y locación, relevantes para la expansión de la transmisión. El planificador no tiene que predecir con precisión el futuro y decidir el plan de expansión (análisis determinístico), sino más bien acotar los rangos de las incertidumbres relevantes y tomar las decisiones de expansión de la transmisión de manera que sirvan para todos los rangos indicados (análisis basado en incertidumbres), o en su defecto para la mayor parte de cada uno de ellos. Es por ello que, con el objetivo de la planificación en mente, el Informe de Diagnóstico en el largo plazo también está basado en incertidumbres. En el largo plazo el análisis se realiza principalmente sobre la base de una gran cantidad de simulaciones en el modelo energético (PERSEO) que abarquen la combinación de los futuros de las incertidumbres. También se harán simulaciones en el modelo de análisis de sistemas eléctricos de potencia (DigSILENT) sobre los casos de demanda media y optimista, para analizar el sistema eléctrico en un nivel global, observando el estrés del SEIN por la materialización de los grandes proyectos hidroeléctricos. Por otro lado, en el corto plazo la evolución de la demanda y la oferta de generación tienen un relativo mayor grado de predictibilidad, pues la información existente da cuenta de una serie de factores concretos que permiten proyectarlas con una certidumbre aceptable para fines de planificación. Es por esto que en el corto plazo se utiliza un enfoque determinístico. Los análisis de corto plazo se harán principalmente sobre la base de simulaciones de análisis eléctrico (DigSILENT) en diferentes condiciones de operación en demanda máxima, media y mínima, en los períodos hidrológicos de avenida y estiaje, en estado estacionario y dinámico. Asimismo, se realizan sensibilidades de expansión de generación que consideren conservadoramente retrasos en la realización de proyectos. RESULTADOS Como resultados se presenta la información de indicadores (energía no servida, insuficiencia de generación, insuficiencia de gas natural, sobrecargas en líneas de transmisión y transformadores, insuficiencia de reactivos, problemas de estabilidad y costos marginales) y apreciaciones del análisis de éstos, que muestre la situación del desempeño del SEIN considerando la expansión de la transmisión contemplada en el PPT pero bajo las nuevas condiciones de demanda y oferta. 3. INFORMACIÓN UTILIZADA Información Se ha considerado la información disponible al 31 de diciembre de 2010 (fecha de cierre). Esta información abarca datos de demanda, generación y transmisión, y está incluida en las bases de los modelos de proyección de demanda, simulación de la operación y simulación de la operación económica. En general, las fuentes de información utilizadas fueron las siguientes: Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. v Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

8 Bases de datos propias. Estudio de proyecciones del PBI de largo plazo y la demanda de potencia y energía de principales proyectos -2022, elaborado por Apoyo Consultoría. Plan Transitorio de Transmisión. Primer Plan de Transmisión, actualmente en proceso de revisión y aprobación por parte del MINEM. Información enviada por los agentes, a solicitud del, específicamente para la elaboración del presente informe. Estudios de Pre Operatividad aprobados por el. Información de proyectos de energía (generación, transmisión y gas) en cartera de PROINVERSIÓN. Incluye la información de los proyectos del Plan Transitorio de Transmisión licitados o en proceso de licitación. Subastas de suministros de electricidad con recursos energéticos renovables publicada en el portal web de OSINERGMIN Estudio técnico económico del subcomité de generadores y transmisores para la fijación de precios en barra de mayo 2011 abril 2012 Asimismo se revisó la información disponible en el portal web del MINEM acerca de los proyectos de generación que cuentan con concesiones definitivas, temporales y autorizaciones. Respecto a la información enviada por los agentes, cabe resaltar que el solicitó información a las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y clientes libres que actualmente operan en el SEIN, así como a los futuros agentes de los cuales se tenía información o referencia de su intención de entrar a operar al SEIN. Como resultado del análisis de la información base, se elaboró una proyección de demanda, y los programas de obras de generación y transmisión, los cuales sirven principalmente para el diagnóstico de corto plazo. A continuación se muestra la proyección de la demanda global en energía y potencia. Cuadro 3.1. Proyección de la Demanda Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. vi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

9 El plan de obras de generación incluye los proyectos comprometidos para entrar en operación comercial en el periodo (corto plazo), con potencias instaladas que suman 2485 MW de centrales térmicas, 1027 MW de centrales hidráulicas y 177 MW de centrales RER. El plan de obras de transmisión ha sido elaborado en base al Plan Transitorio de Transmisión, las ampliaciones del contrato de concesión de REP y el Plan Vinculante del Primer Plan de Transmisión (L.T. Suriray-Onocora), actualizados a la fecha de cierre. El detalle de la proyección de demanda y de los planes mencionados se presenta en el Anexo A. En lo que respecta a los análisis de largo plazo se considera la demanda y la generación como incertidumbres, es decir variables sobre las cuales no se tiene control, que pueden variar en rangos amplios pero acotados. En la Figura 2.2 se muestra de manera gráfica los futuros de demanda. Los futuros de oferta (utilizados en el largo plazo) han sido elaborados en función de los futuros de demanda, considerando un margen de reserva adecuado. La información para la elaboración de estos futuros de oferta es la relación de proyectos de generación posibles de entrar en servicio en el largo plazo ( ), la cual se muestra en detalle en el Anexo A. En el caso de la transmisión, en los análisis de largo plazo para el año 2016 se ha utilizado el Plan Vinculante (L.T. Suriray-Onocora) y el Plan Robusto para el año 2016, y para los análisis de los años 2020 y 2022 el Plan Robusto para el año El detalle de ambos planes se muestra en el Anexo A. 4. CRITERIOS DIAGNÓSTICO OPERATIVO Se utilizan los criterios indicados en la Norma, los cuales se presentan a continuación: Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. vii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

10 Cuadro 4.1. Criterios Técnicos de Desempeño Indicados en la Norma Los niveles máximos de cortocircuito trifásico y monofásico en barras, no deben superar las capacidades de las instalaciones. El amortiguamiento de los modos interárea en condiciones normales no debe ser menor al 4%. Para condiciones de operación en contingencia (N-1) el amortiguamiento en post-falla debe ser positivo, y en lo posible mayor al 2 %. Al conectar o desconectar bancos de capacitores y/o reactores, el cambio de la tensión en el transitorio, deberá ser inferior al 5% de la tensión nominal de la barra donde se ubica el equipo de compensación reactiva. La generación o absorción de potencia reactiva de las unidades de generación podrá transitoriamente exceder los límites de capacidad de régimen permanente. El objetivo es evitar sobrecargas sostenidas que puedan sacar de operación las unidades de generación. Estabilidad de Tensión La estabilidad de tensión consiste en hallar el margen de potencia activa y reactiva que tiene un área para alcanzar el colapso de tensión. Se considerará que un área alcanza la inestabilidad de tensión cuando, por aumento de la demanda, las tensiones lleguen a valores cercanos a 0.95 p.u., el cual es el límite utilizado en este estudio para entrar al estado de emergencia, o se ingrese al sector de mayor pendiente en la curva PV. Para efectos de evaluar la estabilidad de tensión en barras de carga o zonas del SEIN, se considerará que ante un incremento de la demanda la tensión en barras del sistema troncal no debe ser inferior a 0.90 p.u., valor que es utilizado como límite para entrar al estado de emergencia, o se ingrese al sector de mayor pendiente en la curva PV. Estabilidad de Frecuencia No se permite que durante los eventos transitorios la frecuencia del SEIN alcance valores inferiores a 58.5 Hz ni mayores a 61 Hz. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. viii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

11 DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA No se considera restricción de la capacidad de gas natural de Camisea para generación de energía eléctrica de Lima e Ica, a excepción del periodo enero marzo donde se limita a 367 MMPCD. La base de datos del PERSEO corresponde a la Fijación Tarifaria del 2010, actualizados con informaciones del sistema al año. Para la L.T. Mantaro-Cotaruse-Socabaya se considera una capacidad de 505 MVA. La línea de transmisión Chilca Marcona Ocoña Montalvo 500 kv se modela con compensación serie preliminar del 50% en la subestación Ocoña. En general, los proyectos de generación RER se modelan con sus potencias medias, como centrales térmicas y con costos operativos nulos, salvo en los casos de proyectos hidroeléctricos en los que se cuenta con información histórica de sus afluentes. Los proyectos solares solo operan de 7:00 a 17:00 horas (bloque de media demanda). Se consideran cuatro zonas eléctricas: Norte (a partir de Chimbote), Centro (entre Paramonga, Mantaro y Marcona), Sur (a partir de Cotaruse) y Oriente (donde se ubican los posibles proyectos de generación hidroeléctrica a desarrollar en el marco del convenio Perú-Brasil). La última de las zonas indicadas solo aplica en el análisis de largo plazo. Se trasladan cargas de las subestaciones Chillón, Chavarría, Santa Rosa y Balnearios a las nuevas subestaciones consideradas en el Plan de Inversiones en Transmisión (Zapallal, Industriales y Jicamarca). Para el análisis de largo plazo se ha considerado dos futuros de oferta base: uno con mayor oferta renovable (60%) y otro con mayor oferta no renovable (también 60%). Se ha considerado márgenes de reserva de 30% para el primer caso y 20% para el segundo. También se consideran futuros de oferta con desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos en las zonas Oriente y Norte. Para el análisis de largo plazo, se ha analizado las posibles congestiones en líneas simulando la operación sin considerar sus límites de transmisión. Se ha considerado como criterio priorizar las congestiones más recurrentes entre escenarios. Para el análisis de largo plazo, se ha analizado la energía no servida (ENS) simulando la operación considerando los límites de transmisión de las líneas. Se ha considerado como criterio priorizar los casos de ENS más recurrentes entre escenarios. 5. RESULTADOS 5.1. DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA DE CORTO PLAZO - Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. ix Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

12 MW COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Se ha simulado la operación económica del sistema considerando la proyección de la demanda, expansión de la generación y transmisión descritas anteriormente, los cuales corresponde al Caso Base y adicionalmente se realizaron sensibilidades en la expansión de la generación con el fin de cubrir las posibles de variaciones que se podrían presentar en el sistema en el corto plazo. Las sensibilidades corresponden al Retraso de 1100 MW de Proyectos de Generación Térmica que operan con gas natural (ciclos abiertos y ciclos combinados) y Retraso de Nuevos Proyectos de Generación Hidroeléctrica que totalizan aproximadamente 900 MW. En la siguiente figura se resume el balance oferta demanda del SEIN para el periodo de estiaje, donde disminuye la potencia disponible de las centrales hidroeléctricas del SEIN BALANCE OFERTA - DEMANDA (ESTIAJE)/SEIN % 18% 13% GENERACIÓN DISPONIBLE RESERVA/DEFICIT (%) DEMANDA Figura Balance Oferta Demanda del SEIN Caso Base Para el Caso Base se observa que la menor reserva del SEIN se presenta en el año cuando llega al 13%. Este valor se reduce al 7% para la sensibilidad de retraso de nuevos proyectos hidroeléctricos, y se reduce aún más, hasta convertirse en un déficit de -2% de reserva, para la sensibilidad de considerar retraso de 1100 MW de proyectos termoeléctricos. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. x Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

13 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 GWh % Reserva COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 20% 15% 10% 5% 0% -5% Base Retraso Hidros Retraso Termicos Figura Comparación del Porcentaje de Reserva del SEIN en el Periodo de Estiaje De la figura anterior se observa que el mayor impacto en la reserva del sistema ocurre con la sensibilidad de considerar el retraso de 1100 MW de proyectos termoeléctricos, donde al año se observa déficit de reserva. En la siguiente figura se muestra el despacho de las centrales del SEIN agrupadas por tipo de fuente para el Caso Base, para el periodo Biomasa Eolica Solar Hidro Gas Carbon Residual Diesel Figura Despacho de generación por tipo de fuente Caso Base Para el Caso Base se observa que en general el sistema no requiere la operación de las centrales térmicas que operan con diesel, residual y carbón para el periodo a excepción del año, donde se observa que se requiere de la operación de la planta a carbón y unidades residuales en la zona sur como consecuencia de la Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

14 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 MMPCD COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL congestión de la línea de transmisión Mantaro Cotaruse Socabaya 220 kv. Con el ingreso de la línea de transmisión Chilca Marcona Montalvo 500 kv (julio ) dichas unidades térmicas de la zona sur dejan de operar. En la sensibilidad de retraso de proyectos hidroeléctricos en el año se requiere adicionalmente la operación de la planta a carbón de Ilo2 en el periodo de estiaje. Para la sensibilidad de retraso de proyectos termoeléctricos se requiere la operación permanente de la planta a carbón de Ilo 2, como consecuencia de considerar el retraso de la C.T. Quillabamba en la zona sur, y en el año se requiere operar unidades que utilizan combustible residual y diesel, principalmente en el periodo de estiaje. En el año para el cubrimiento de la demanda del SEIN la participación, tanto de las centrales hidroeléctricas como de las centrales térmicas es del 49%. En la sensibilidad de retraso de proyectos hidroeléctricos la participación de las centrales hidroeléctricas disminuye al 43% y en las centrales térmicas a gas natural se incrementa al 55%. En la sensibilidad de retraso de 1100 MW de centrales térmicas la participación de las centrales hidroeléctricas se mantiene en 49% y en las centrales térmicas a gas disminuye al 47%. En la Figura se muestra la evolución del consumo de gas natural de Camisea sin considerar el consumo de la central térmica de Quillabamba, para el periodo del Caso Base Ciclo Combinado Ciclo Abierto Figura Consumo de gas natural de Camisea Caso Base Para el Caso Base el consumo promedio de gas natural de Camisea para el año se estima en 434 MMPCD. Este valor se incrementa a 452 MPCD en la sensibilidad de retraso de proyectos termoeléctricos, como consecuencia del despacho de unidades de ciclo abierto. En la sensibilidad de retraso de proyectos hidroeléctricos el consumo promedio se incrementa a 474 MPCD por mayor despacho de las unidades de ciclo abierto. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

15 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL El consumo máximo de gas natural de Camisea se estima en 491 MMPCD para el Caso Base, en 514 MMPCD para la sensibilidad de retraso de proyectos termoeléctricos y en 534 MMPCD para la sensibilidad de retraso de proyectos hidroeléctricos. En las siguientes figuras se muestran las potencias medias por las principales líneas troncales del SEIN para el Caso Base Chimbote - Trujillo Zapallal - Chimbote500kV Huallanca-Cajamarca Chimbote - Trujillo500kV Figura Potencia Media Líneas del Norte Caso Base Para el Caso Base se observa que la línea de 500 kv Zapallal Chimbote Trujillo y de 220 kv Huallanca Cajamarca transportan la mayor carga hacia la zona norte, aliviando la carga de las líneas de 220 kv Paramonga Chimbote Trujillo, las cuales operan por debajo de su capacidad de transporte. Los retrasos considerados en los casos de sensibilidad no muestran mayor impacto en las cargas de las líneas indicadas, por lo que estas no llegan a operar al máximo de su capacidad. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xiii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

16 ene-13 mar-13 may-13 jul-13 sep-13 nov-13 ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14 ene-15 mar-15 may-15 jul-15 sep-15 nov-15 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Mantaro - Cotaruse Socabaya - Montalvo Cotaruse - Socabaya Marcona - Montalvo500kV Figura Potencia Media Líneas del Sur Caso Base Para el Caso Base se observa que cada tramo de la línea de 220 kv Mantaro Cotaruse Socabaya opera al límite de su capacidad; y para controlar esta congestión es necesario operar la central térmica Quillabamba. Se debe remarcar que por la configuración del sistema esta línea asume una mayor carga que la línea de 500 kv Marcona Montalvo. Para el caso de retraso de proyectos termoeléctricos, en que no se encuentra la C.T. Quillabamba, para controlar la congestión de la línea Mantaro Cotaruse Socabaya es necesario operar la C.T. Ilo 2 y unidades residuales de la zona sur. El retraso de proyectos hidroeléctricos tiene menor impacto en la transmisión hacia el sur, siendo los resultados similares al Caso Base RESULTADOS DEL DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE CORTO PLAZO OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO EN CONDICIONES NORMALES En las figuras se muestran los resultados de mayor relevancia que resumen lo obtenido en las simulaciones. Adicionalmente, en el Anexo B se muestran los resultados de la operación de los SVC del SEIN. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xiv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

17 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL kv 560 OPERACIÓN DE EMERGENCIA 540 OPERACIÓN NORMAL OPERACIÓN NORMAL OPERACIÓN DE EMERGENCIA Chiclayo 500 kv Trujillo 500 kv Chimbote 500 kv Carabayllo 500 kv Chilca Nueva 500 kv Marcona 500 kv Ocoña 500 kv Montalvo 500 kv TENSIÓN EN BARRAS DE 500 kv EN CONDICIONES NORMALES Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn 1.1 p.u p.u. 1 p.u p.u. 0.9 p.u. Figura Tensiones en barras de 500 kv Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

18 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL kv OPERACIÓN DE EMERGENCIA OPERACIÓN NORMAL OPERACIÓN NORMAL OPERACIÓN DE EMERGENCIA Talara Chiclayo Oeste Trujillo Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Santa Rosa Chilca Rep Independencia Marcona Mantaro Cotaruse Montalvo Puno Socabaya Los Heroes TENSIÓN EN BARRAS DE 220 kv EN CONDICIONES NORMALES Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn 1.1 p.u p.u. 1 p.u p.u. 0.9 p.u. Figura Tensiones en barras de 220 kv % Chiclayo - Trujillo Chimbote - Trujillo Carabayllo - Chimbote Chilca Nueva - Carabayllo Chilca Nueva - Marcona Marcona - Ocoña Ocoña - Montalvo CARGA DE LÍNEAS DE 500 kv Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn 120% 100% Figura Carga en líneas de 500 kv Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xvi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

19 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL % Talara - Piura Oeste Piura Oeste -La Niña Guadalupe -Trujillo Cajamarca Cajamarc Trujillo- -Trujillo -Kiman Ayllu Chimbote Paramonga Zapallal- Nueva Paramonga -Chimbote Nueva Zapallal- Ventanilla Chavarria- Santa Rosa- Ventanilla Chavarria Indep - Desierto Ica - Marcona Kiman Ayllu -Conococha Socabaya -Tintaya San Juan- Chilca Chilca- La Planicie Mantaro- Cotaruse Socabaya- Cotaruse Huancav- Indep Suriray- Cotaruse Puno- Montalvo CARGA DE LÍNEAS DE 220 kv Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn 120% 100% Figura Carga en líneas de 220 kv A partir de estos resultados se puede concluir que: Las tensiones en 500 kv, 220 kv y 138 kv están en los rangos normales. Sin embargo, se debe remarcar que: a. Hasta antes del ingreso de la L.T. 500 kv Chilca-Marcona-Montalvo (julio ), se presentan problemas de tensión en la S.E. Marcona. Para el control de la tensión se ha operado la C.T. San Nicolás. Luego del ingreso del ingreso de la línea de 500 kv las tensiones en Marcona resultan mayores a 0.95 p.u (209 kv). b. A partir del período de estiaje del año se presentan bajas tensiones en 220 kv y 138 kv de las subestaciones Puno y Juliaca, hacia el año esta situación se vuelve más crítica, especialmente en el lado de 138 kv. En el año las tensiones en Puno son de 0.9 p.u. en 220 kv y 0.94 p.u. en 138 kv y en Juliaca la tensión es p.u. en 138 kv. Las líneas de 500 kv asumen cargas máximas del 75 %. La carga en la LT de 220 kv Chimbote-Trujillo se reduce con la operación de la LT de 220 kv de ATN y luego con el ingreso de la LT de 500 kv Carabayllo-Chimbote-Trujillo. Se presentan sobrecargas máximas del orden de 20 % en LT Trujillo- Cajamarca al final del periodo (año ), debido al bajo flujo de potencia Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xvii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

20 asumido por la L.T. Kiman-Ayllu-Cajamarca en épocas de estiaje, en especial, cuando la C.H. Cañón del Pato y la C.H. Quitarasca están con despacho mínimo. A partir del se presentan sobrecargas en línea L-2093 de la L.T. San Juan-Chilca, en el estas sobrecargas resultan del orden del 20 %. La LT Mantaro-Cotaruse opera entregando valores algo mayores que su potencia nominal, con la entrada de la LT de 500 kv Chilca-Marcona-Ocoña- Montalvo su prestación disminuye: SE aprecia un comportamiento similar en el tramo Cotaruse-Socabaya, sin embargo, en lo que queda del periodo esta línea de interconexión continúa operando alrededor del 100 % de su carga nominal OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO EN CONTINGENCIA Se ha seleccionado contingencias de las principales líneas de transmisión troncales del SEIN. Estas contingencias han sido simuladas en el escenario de mayor flujo de potencia en la línea en condiciones normales en el periodo Lineas de interconexión de la zona norte L.T. 500 kv Chimbote-Trujillo fuera de servicio En el escenario de máxima demanda en estiaje del año, con esta línea fuera de servicio, no se compromete el perfil de tensiones en la zona Norte y no existen sobrecargas en las líneas de 220 kv Paramonga-Chimbote y Kiman Ayllu- Conococha. Sin embargo, la línea de 220 kv Chimbote-Trujillo asume un flujo de potencia de 361 MW que representa una sobrecarga del 16%. Contingencia N-1 kv Escenario L.T. 500 kv CHIMBOTE- TRUJILLO LT. 500 kv CHICLAYO- TRUJILLO L.T. 500 kv L.T. 220 kv L.T. 220 kv L.T. 220 kv CARABAYLLO- CHIMBOTE- PARAMONGA-CONOCOCHA- CHIMBOTE TRUJILLO CHIMBOTE KIMAN AYLLU (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) Normal --- Es15max Contingencia L.T. Chimbote-Trujillo 500 Es15max L.T. 500 kv Carabayllo-Chimbote fuera de servicio En el escenario de media demanda en estiaje del año, con esta línea fuera de servicio, se obtiene un perfil de tensiones aceptable en la zona Norte. Las líneas de 220 kv Paramonga-Chimbote y Kiman Ayllu-Conococha incrementan sus flujos de potencia sin sobrecargarse. Sin embargo, el enlace de doble circuito Zapallal- Paramonga muestra sobrecargas de 28% y 17%, respectivamente, por circuito. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xviii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

21 Contingencia N-1 kv Escenario L.T. 500 kv CARABAYLLO- CHIMBOTE LT. 500 kv CHICLAYO- TRUJILLO LT. 500 kv CHIMBOTE- TRUJILLO L.T. 220 kv L.T. 220 kv PARAMONGA-CONOCOCHA- CHIMBOTE KIMAN AYLLU (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) Normal --- Es14med Contingencia L.T. Carabayllo-Chimbote 500 Es14med L.T. 220 kv Paramonga-Chimbote fuera de servicio La operación de la zona Norte del SEIN con ambos circuitos de esta línea fuera de servicio en la condición de máxima demanda en estiaje del año no provoca ningún impacto negativo en la zona Norte, ya que ninguna línea de transmisión se sobrecarga y no se compromete el perfil de tensiones. CARABAYLLO CHILCA MARCONA CARABAYLLO LA PLANICIE CHILCA MARCONA Contingencia kv ESCENARIO 500 kv 500 kv 500 kv 220 kv 220 kv 220 kv 220 kv Normal --- Av14max Contingencia L.T. Paramonga-Chimbote 220 Av14max L.T. 220 kv Conococha-Kiman Ayllu fuera de servicio La operación de la zona Norte del SEIN con ambos circuitos de esta línea fuera de servicio en la condición de máxima demanda en avenida del, no provoca ningún impacto negativo en la zona Norte, ya que ninguna línea de transmisión se sobrecarga y no se compromete el perfil de tensiones Líneas de interconexión en la zona de Lima L.T. 500 kv Carabayllo-Chilca fuera de servicio L.T. 500 kv LT. 500 kv L.T. 220 kv LA L.T. 220 kv L.T. 220 kv L.T. 220 kv L.T. 220 kv Contingencia N kv Escenario CHILCA- CHILCA- PLANICIE- CHILCA-LA STA ROSA- CHILCA-SAN SAN JUAN- CARABAYLLO MARCONA CARABAYLLO PLANICIE CHAVARRIA JUAN STA ROSA (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) Normal --- Av14max Contingencia L.T. Chilca-Carabayllo 500 Av14max Con esta línea de 500 kv fuera de servicio en el escenario de máxima demanda en avenida de, se sobrecargan las líneas de 220 kv Chilca-San Juan (33%) y Santa-Rosa Chavarría (32%). L.T. 220 kv Chilca-La Planicie fuera de servicio L.T. 500 kv L.T. 500 kv LT. 500 kv L.T. 220 kv LA L.T. 220 kv L.T. 220 kv L.T. 220 kv Contingencia kv Escenario CHILCA- CARABAYLLO- CHILCA- PLANICIE- CHILCA-LA STA ROSA- CHILCA-SAN CARABAYLLO CHIMBOTE MARCONA CARABAYLLO PLANICIE CHAVARRÍA JUAN (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) Normal --- MAn Contingencia L.T. Chilca-La Planicie 220 MAn Con esta contingencia en la condición de máxima demanda anual del, se presentan sobrecargas en las líneas de 220 kv Chilca-San Juan, L-2094 (10%), L (10%) y L-2093 (43%) y tensiones del orden de p.u. en Balnearios. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xix Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

22 L.T. 220 kv La Planicie-Carabayllo fuera de servicio La operación con esta línea fuera de servicio en la condición de media demanda en avenida del no provoca ningún impacto negativo en la zona de Lima, ya que ninguna línea de transmisión se sobrecarga y no se compromete el perfil de tensiones Líneas de interconexión de la zona SUR L.T. 220 kv Mantaro-Cotaruse o Cotaruse-Socabaya fuera de servicio En la simulación de flujo de potencia del SEIN con cada una de estas líneas de doble circuito fuera de servicio, no se obtiene convergencia por colapso de tensión en la zona de Montalvo y Puno. L.T. 500 kv Marcona-Ocoña o Ocoña-Montalvo fuera de servicio En la simulación una de estas líneas de 500 kv fuera de servicio no se obtiene convergencia por el colapso de la tensión en la zona de Puno. L.T. 220 kv Tintaya-Socabaya fuera de servicio La simulación de la operación del Sur con esta línea de doble circuito fuera de servicio no es convergente, ya que colapsa por tensión en la zona de Tintaya. L.T. 220 kv Socabaya-Montalvo fuera de servicio En la simulación de flujo de potencia de estas contingencias no se obtiene convergencia por colapso de tensión en la zona de Montalvo y Puno. L.T. 220 kv Puno-Montalvo fuera de servicio Esta contingencia es divergente por colapso de tensión en Juliaca y Puno NIVELES DE CORTOCIRCUITO Los resultados de los cálculos de cortocircuito trifásicos y monofásicos a tierra en todos los escenarios de avenida y estiaje en el periodo - se muestran en el ANEXO B. Los resultados referidos a la corriente de cortocircuito trifásico en barras de 500 kv y 220 kv se muestran en la figuras. A partir de estos resultados se puede concluir que: Las máximas corrientes de cortocircuito en barras de 500 kv resultan del orden de 12 ka, siendo la capacidad nominal 40 ka. Solo en la zona de Chilca se alcanza la máxima corriente de cortocircuito en barras de 220 kv (40 ka, 63 ka). Se debe remarcar que no se ha considerado al reactor serie, ni las resistencias de puesta tierra del neutro de los transformadores de generación de algunas centrales de la zona de Chilca (proyecto planteado por REP para acoplar las barras de 220 kv de Chilca existente y Chilca Nueva, cuya gestión de implementación se encuentra en Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xx Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

23 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL proceso). Con la puesta en operación de este proyecto se supera el problema de capacidad de ruptura en esa subestación. En la zona de Lima las máximas corrientes de cortocircuito en barras de 220 kv alcanzadas en este periodo están entre 12 ka y 29 ka (Chavarría, Ventanilla, San Juan, Santa Rosa, Zapallal). Se debe destacar que con el proyecto Ampliación 7 las capacidades de ruptura nominales en estas subestaciones serán de 40 ka. 14 ka Chiclayo Trujillo Chimbote Carabayllo Chilca Nueva Marcona Ocoña Montalvo CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN BARRAS DE 500 kv Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn Figura Corrientes de cortocircuito trifásico en barras de 500 kv ka Talara Chiclayo Oeste Trujillo Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Santa Rosa Chilca Indep Marcona Mantaro Cotaruse Montalvo Puno Socabaya Heroes CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN BARRAS DE 220 kv Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

24 Figura Corrientes de cortocircuito trifásico en barras de 220 kv ESTABILIDAD DE TENSIÓN Factores de sensitividad de la tensión en barras con la potencia reactiva Para las condiciones de máxima demanda anual de los años - se ha calculado la sensitividad de la tensión en las barras de 220 kv del SEIN ante un cambio de 1 MVAr en la potencia reactiva inyectada en cada barra. Los valores altos para este indicador permiten identificar las barras del SEIN con problemas de regulación de tensión. También se utiliza este indicador para identificar en que barra resulta más efectiva colocar un equipo de compensación reactiva para el control de la tensión en las barras de una determinada zona del SEIN. CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 220 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MVAR Zorritos 220 kv Talara 220 kv Chiclayo Oeste 220 kv Trujillo 220 kv Chimbote 220 kv Paramonga 220 kv Carabayllo 220 kv Santa Rosa 220 kv Chilca 220 kv Independencia 220 kv Marcona 220 kv Mantaro 220 kv Cotaruse 220 kv Montalvo 220 kv Puno 220 kv Los Heroes 220 kv kv MAn13 MAn14 MAn15 Figura Factores de sensitividad de la tensión en barras con la potencia reactiva Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

25 En la zona Norte mejora notablemente la regulación de tensión con la LT de 500 kv Carabayllo-Chimbote-Trujillo, en segunda instancia si se incorpora al SEIN la CT Nueva Esperanza. Con la LT de 500 kv Chilca-Marcona-Ocoña-Montalvo mejora notablemente la regulación de tensión en la zona de Marcona. Por efecto de esta línea de 500 kv, mejora la regulación de tensión en la zona de influencia de la S.E. Montalvo. Sin embargo, la S.E. Puno se convierte en la zona con la más pobre regulación del Sur. Los resultados de los cálculos de factores de sensitividad para barras de 220 kv se muestran en las figuras siguientes: Factores de sensitividad de la tensión en barras con la potencia activa Para las condiciones de máxima demanda anual de los años - se ha calculado la sensitividad de la tensión en las barras de 220 kv del SEIN ante un cambio de 1 MW en la potencia activa tomada en cada barra. Este indicador se utiliza para identificar en que barra resulta más efectivo hacer racionamiento de potencia activa para fines de control de la tensión en las barras de una determinada zona del SEIN Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxiii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

26 CAMBIO DE LA TENSIÓN EN LAS BARRAS DE 220 KV ANTE UN CAMBIO DE 1 MW Zorritos 220 kv Talara 220 kv Chiclayo Oeste 220 kv Trujillo 220 kv Chimbote 220 kv Paramonga 220 kv Carabayllo 220 kv Santa Rosa 220 kv Chilca 220 kv Independencia 220 kv Marcona 220 kv Mantaro 220 kv Cotaruse 220 kv Montalvo 220 kv Puno 220 kv Los Heroes 220 kv MAn13 MAn14 MAn15 kv Figura Factores de sensitividad de la tensión en barras con la potencia activa ESTABILIDAD OSCILATORIA Los resultados se muestran en la figura siguiente: Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxiv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

27 EIGENVALORES AÑO -CONDICIONES NORMALES PARTE IMAGINARIA (RAD/S) PARTE REAL (1/S) MAN13 ES13MIN ES13MED ES13MAX AV13MIN AV13MED AV13MAX 2% 4% 6% 10% Figura Eigenvalores Año Condiciones Normales EIGENVALORES AÑO -CONDICIONES NORMALES PARTE IMAGINARIA (RAD/S) PARTE REAL (1/S) MAN14 ES14MIN ES14MED ES14MAX AV14MIN AV14MED AV14MAX 2% 4% 6% 10% Figura Eigenvalores Año Condiciones Normales Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

28 EIGENVALORES AÑO -CONDICIONES NORMALES PARTE IMAGINARIA (RAD/S) PARTE REAL (1/S) MAN15 ES15MIN ES15MED ES15MAX AV15MIN AV15MED AV15MAX 2% 4% 6% 10% Figura Eigenvalores Año Condiciones Normales En todos los casos base simulados en el periodo 2011-, se cumple con el criterio: En los análisis de corto plazo el amortiguamiento de los modos electromecánicos de oscilación interárea del SEIN en toda condición normal de operación (N o Red Completa) no debe ser menor al 4%. Existen modos electromecánicos de oscilación con un amortiguamiento mayor al 2 % y menor al 4 %, que aparecen en los años 2011, 2012, y. Son del tipo local y que solo pueden ser observados en los bornes de la central involucrada, su efecto solo compromete a la propia central que los provoca y no pone en riesgo la estabilidad oscilatoria del SEIN ESTABILIDAD TRANSITORIA Con la finalidad de evaluar la fortaleza del SEIN ante eventos que modifiquen su topología, se ha simulado fallas bifásicas a tierra en el punto medio de las principales líneas troncales de simple y doble circuito. En el caso de líneas con doble circuito se ha considerado que la falla bifásica es simultánea y que, con el despeje de la falla se desconectan ambos circuitos. Asimismo, se ha considerado que la falla se despeja mediante la apertura trifásica en 100 ms. En aquellos casos en los cuales el resultado de la simulación de esta falla es inestable, se ha simulado que la falla bifásica solo compromete a uno de los circuitos (Mantaro-Cotaruse y Socabaya- Montalvo). Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxvi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

29 En el siguiente Cuadro se muestra un resumen de los resultados de estabilidad transitoria para las principales líneas troncales del SEIN. Se aprecia que todos los casos simulados resultan estables desde el punto de vista angular. Sin embargo, se debe destacar que la desconexión por falla de las líneas de 500 kv Chilca-Marcona o Marcona-Ocoña o Ocoña-Montalvo o la desconexión de un circuito de la línea Mantaro-Cotaruse, presentan problemas de estabilidad de tensión. Los valores finales de las tensiones postfalla en las barras de 220 kv de Montalvo y Puno resultan por debajo de 198 kv. De manera similar en las subestaciones Juliaca y Puno las tensiones en las barras de 138 kv están por debajo de 131 kv. Es necesario indicar que en la operación real, estos casos provocarán desconexiones de carga en la zona de Montalvo, Juliaca y Puno, por la actuación de protecciones propias de mínima tensión. EVENTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN TENSIÓN Escenario TIPO DE POTENCIA CIRCUITO RESULTADO (Kv) FALLA PRE FALLA (MW) COMPROMETIDO DESCONEXIÓN DE CARGA ESTABLE/INESTABLE EV-1 CHIMBOTE-TRUJILLO 500 Es15max Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión Estable Av15max Bifásico C - Estable EV-2 CARABAYLLO-CHIMBOTE 500 Es14med Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión, Actuó el ERACG Estable Es15max Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión, Actuó el ERACG Estable EV-3 CHIMBOTE-PARAMONGA 220 Es15Max Bifásico 77 2 C - Estable Av15Max Bifásico 73 2 C - Estable EV-4 CONOCOCHA-KIMAN AYLLU 220 Es14Med Bifásico 77 2 C - Estable Av14max Bifásico 76 2 C - Estable EV-5 CHILCA-CARABAYLLO 500 Es15med Bifásico C - Estable Es14med Bifásico C - Estable EV-6 CHILCA-PLANICIE 220 MAn15 Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión Estable Es14max Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión Estable EV-7 PLANICIE-CARABAYLLO 220 Es14min Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión Estable Av14med Bifásico C En Cajamarca-mínima tensión Estable EV-8 CHILCA-MARCONA 500 Av15max Bifásico C - Estable Av15med Bifásico C - Estable EV-9 MARCONA-OCOÑA 500 Es15min Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable Es15med Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable EV-10 OCOÑA-MONTALVO 500 Es15min Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable Es15med Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable EV-11 CAMPO ARMIÑO-COTARUSE 220 MAn13 Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable Av14max Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable EV-12 COTARUSE-SOCABAYA 220 Av13max Bifásico C - Estable Av13min Bifásico C - Estable EV-13 SOCABAYA-MONTALVO 220 Av13min Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable Av13max Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable EV-14 SOCABAYA-TINTAYA 220 MAn13 Bifásico C En Cerro Verde-mínina tensión Estable MAn15 Bifásico 94 2 C En Cerro Verde-mínina tensión Estable EV-15 MONTALVO-PUNO 220 Av15min Bifásico 40 1 C - Estable Av13min Bifásico 40 1 C - Estable Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxvii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

30 5.3. DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRES, LARGO PLAZO Para este análisis se realizaron una serie de simulaciones en PERSEO considerando la combinación de cuatro futuros de demanda, ocho futuros de generación y tres futuros de hidrología; para tres años de análisis (2016, 2020 y 2022); y considerando los límites de las líneas de transmisión y sin considerarlos. Como resultado de las combinaciones factibles de las variables indicadas, se llevaron a cabo 288 simulaciones en PERSEO. Para identificar las congestiones en cuanto a magnitud y duración, se utilizaron los resultados de las simulaciones en PERSEO sin considerar los límites de las líneas de transmisión, mientras que para calcular la Energía No Servida (ENS) se utilizaron las simulaciones considerando los límites de transmisión. Los resultados de las simulaciones fueron analizados desde un enfoque basado en incertidumbres, en ese sentido los problemas detectados están asociados a las condiciones operativas de Demanda-Oferta-Hidrología de cada simulación. Sin embargo, es claro que se debe prestar especial atención a los problemas de mayor magnitud, que se presentan en todo el rango de alguna de la incertidumbres (demanda, oferta, hidrología) y/o más recurrentes entre simulaciones en alguno de los años de corte (2016, 2020 o 2022), así mismo, se debe tener en cuenta la evolución de estos problemas en los años de corte indicados. Con los criterios mencionados, los resultados de los análisis se resumen a continuación: Los mayores problemas que se encontraron en este análisis fueron: Problemas en la transmisión que abastece la demanda de la zona de Lima, que se manifiestan incipientes en el año 2016, observándose solo en los escenarios de demanda optimista centro, e incrementándose para el año 2022 en el cual ya se aprecian aún en los escenarios de demanda media. Problemas en la transmisión que abastece la demanda de la zona de Cajamarca, en los escenarios de demanda alta Norte-Sur en los años 2020 y Problemas en la línea que evacua la generación de las CCHH Pucará y San Gabán 1,3 y 4, asociados al desarrollo de la generación mencionada. Problemas puntuales en las líneas que alimentan a la zona de Piura y en el transformador que alimenta a la zona de Tacna, asociados a los escenarios de demanda alta Norte-Sur. En su conjunto, los cinco puntos de inyección de energía a la zona de Lima, tendrán problemas para el año horizonte del estudio en el siguiente orden: Zapallal Ventanilla 220KV: flujos mayores al 400%, para escenarios de demanda alta y media. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxviii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

31 Planicie Industriales 220KV (asociado a Santa Rosa - Industriales 220KV): flujos mayores al 300%, para escenarios de demanda alta en Lima. Pachachaca Callahuanca 220KV: flujos mayores al 300%, Para escenarios de demanda alta en Lima, y mayor producción en la zona de Mantaro Pomacocha San Juan 220KV: flujos mayores al 300%, Para escenarios de demanda alta en Lima, y mayor producción en la zona de Mantaro. Chilca San Juan 220KV: flujos mayores al 200%, Para escenarios de demanda alta en Lima y escenarios de desarrollo de centrales de Oriente. En la zona de Cajamarca se tienen problemas en las líneas Trujillo Cajamarca 220kV y Chiclayo Carhuaquero Cerro Corona 220kV, por abastecimiento de la demanda mediante las grandes CCHH del Norte consideradas en Chiclayo 220kV y/o las centrales a gas natural consideradas en Trujillo 220kV. La línea Onocora Tintaya 220KV, tiene sobrecargas condicionales a la exportación de la energía de las centrales de Pucará y San Gabán 1,3 y 4 hacia el SEIN, siendo que en los casos de demanda alta en la zona sur (Cusco) sirven para abastecer la demanda local. En las zonas de Tacna y Piura, se tienen sobrecargas del orden de 130% condicional a escenarios de crecimiento alto Norte-Sur. En las figuras a continuación se muestran los resultados de las sobrecargas en líneas de transmisión y por zonas. En el Anexo C se muestra los detalles de las sobrecargas, y se incluye los resultados de horas de congestión y Energía no Servida. LEVE MEDIANO FUERTE Figura Problemas de Sobrecargas Más Relevantes del SEIN, Año 2016 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxix Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

32 Figura Niveles de Sobrecarga Promedio en Sub-Zonas del SEIN, Año 2016 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxx Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

33 LEVE MEDIANO FUERTE Figura Problemas de Sobrecargas Más Relevantes del SEIN, Año 2020 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

34 Figura Niveles de Sobrecarga Promedio En Sub-Zonas Del SEIN, Año 2020 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

35 LEVE MEDIANO FUERTE Figura Problemas de Sobrecargas Más Relevantes Del SEIN, Año 2022 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxiii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

36 Figura Niveles de Sobrecarga Promedio En Sub-Zonas Del SEIN, Año 2022 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxiv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

37 5.4. DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE VERIFICACIÓN DE LARGO PLAZO En base a los casos analizados en el primer plan de transmisión periodo , se ha actualizado la información de demanda y proyectos de generación eléctrica para poder hacer un diagnóstico a largo plazo. La premisa de los casos simulados es que se desarrollan las centrales del oriente y otros grandes proyectos de generación eléctrica. Los casos simulados se describen en el cuadro siguiente: Casos Caso 1. Caso 2. Caso 3. Demanda: Escenario MEDIO. Escenario MEDIO. Escenario ALTO. Generación: - C.H Inambari (2200 MW). - Otros proyectos. Exportación a Brasil: Red Colectora: - C.H Inambari (2200 MW). - C.H Paquitzapango (2000 MW). - C.H Mainique (607 MW). - Otros proyectos. Cuadro Casos evaluados Largo Plazo. - C.H Inambari (2200 MW). - C.H Paquitzapango (2000 MW). - C.H Mainique (607 MW). - C.H Tambo 40 (1286 MW). - C.H Tambo 60 (580 MW). - Otros proyectos. Sin exportación. Con exportación (2000 MW) Con exportación (2000 MW) Doble circuito 500 kv (Inambari Colectora Sur Independencia Chilca). Doble circuito 500 kv Red Colectora completa. Doble circuito 500 kv Red Colectora completa. La figura 1 esquematiza los 3 casos descritos anteriormente. Suriray 220 kv SUR ESTE Tintaya 220 kv Puno 220 kv Huallanca 220 kv Conococha 220 kv Mantaro 220 kv NORTE Chimbote 220 kv Paramonga 220 kv CENTRO Cotaruse 220 kv Socabaya 220 kv Socabaya 500 kv Montalvo 220 kv SUR OESTE Chimbote 500 kv Carabayllo 500 kv Chilca 500 kv Independencia 500 kv Marcona 500 kv Ocoña 500 kv Montalvo 500 kv Colectora Centro 500 kv Colectora Sur 500 kv Tambo 40 y 60 Paquitzapango 500 kv Inambari 500 kv Mainique 500 kv = Caso 1 + Caso 1 = Caso 2 + Caso 2 = Caso 3 Figura Diagrama unifilar de los casos 1, 2 y 3. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

38 5.4.1 Operación en Estado Estacionario Para todos los casos simulados, el perfil de tensiones en 500 kv es adecuado operando dentro del margen normal (0.95 p.u y 1.05 p.u). Sin embargo se presentan tensiones bajas en barras de 220 kv de las subestaciones Talara, Piura Oeste, Santa Rosa, Balnearios, San Juan, Puno y Los Héroes. Los resultados de las simulaciones no muestran sobrecargas en las líneas de 500 kv. Sin embargo se presentan sobrecargas en algunas líneas de 220 kv que sobrepasan el 100% y el 120% de su capacidad (ver Cuadro 5.4.2). Se observa que algunos transformadores de potencia en 500 kv operan por encima del 100% de su capacidad: Chiclayo, Planicie, Carabayllo y Chilca. De manera similar se observa sobrecargas en transformadores de 220 kv: Zorritos, Piura, Chiclayo, Guadalupe, Trujillo, Paramonga Nueva, Huacho, Chavarría, Santa Rosa, Callahuanca, Industriales, Balnearios, San Juan, Chilca, Independencia, Ica, Huayucachi, Paragsha, Aguaytía y Los Héroes. Para el caso 3, que es el de mayor exigencia al sistema de transmisión, en la L.T. Colectora Centro Carabayllo 500 kv se presenta la mayor separación angular (11º). Mientras que la separación angular de las líneas en 500 kv Marcona Montalvo e Independencia Marcona para los tres casos presenta valores máximos de 10º y 11º. Para la línea de 220 kv Mantaro Cotaruse la mayor separación angular es de 15º. El patrón del comportamiento en estado estacionario del año 2020 tiende a mantenerse para el año 2022, esto es debido a que se ha mantenido la misma red sin repotenciamiento en el equipamiento del sistema de transmisión. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxvi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

39 Líneas 220 kv Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 1 Caso 2 Caso La Niña-Piura Oeste Cajamarca-Trujillo Balnearios-San Juan Zapallal-Ventanilla Planicie-Industriales Mantaro-Cotaruse Callahuanca- Pachachaca Pachachaca- Pomacocha Pomacocha-San Juan Mantaro- Independencia Huancavelica- Independencia Huanza-Zapallal Socabaya-Montalvo Montalvo Nueva- Montalvo 1: 100% S <120% / 2: S 120% Cuadro % de carga de líneas en 220 kv. Los resultados muestran que los SVCs de Chavarría, Balnearios, Chiclayo y Trujillo operan en sus límites de potencia reactiva, sin capacidad de regulación. Ver figura Figura SVC del SEIN Cortocircuito Para los 3 casos se calcularon los cortocircuitos trifásico y monofásico en las Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxvii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

40 principales barras del SEIN. El cuadro 5.4.4, se muestra un resumen de las corrientes de cortocircuito de las subestaciones que se encuentran cerca de superar las corrientes nominales de ruptura de sus interruptores. Cabe resaltar que en la S.E. Chilca la corriente de cortocircuito en 220 kv alcanza la capacidad de ruptura de los interruptores al año En estas simulaciones no se ha considerado el reactor serie propuesto por REP para acoplar las barras de 220 kv de Chilca existente y Chilca Nueva, ni las resistencias de puesta a tierra de los neutros de algunos transformadores de centrales en la zona de Chilca. Cuadro Corrientes de Cortocircuito en Subestaciones del SEIN - Año Estabilidad Transitoria Barras Icc-3F (ka) Icc-1F (ka) Iruptura (ka) 500 kv Chilca Carabayllo kv Chilca / 63 Zapallal Chavarría San Juan Mantaro Pachachaca Se han simulado fallas bifásicas con salida de línea, en los principales enlaces de 500 kv y 220 kv del sistema troncal del SEIN, para observar el comportamiento dinámico. Estas simulaciones han sido realizadas sin incluir el efecto de los controladores (respuesta natural). La secuencia del evento en tiempo de simulación se muestra en el cuadro Evento Tiempo (ms) Falla 2F (50% de línea) 100 Despeje de falla 200 Salida línea 200 Cuadro Secuencia de evento 2F con salida línea Según la ubicación del evento, se clasificaron de la siguiente manera: - Ev01 : Falla 2F LT 500kV Chimbote - Carabayllo. - Ev02 : Falla 2F LT 220kV Conococha - Huallanca. - Ev03 : Falla 2F LT 500kV Marcona - Socabaya. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxviii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

41 - Ev04 : Falla 2F LT 220kV Mantaro - Cotaruse. - Ev05 : Falla 2F LT 500kV Marcona - Ocoña. - Ev06 : Falla 2F LT 500kV Colectora Sur - Independencia. - Ev07 : Falla 2F LT 500kV Colectora Centro - Carabayllo. El caso seleccionado para analizar la estabilidad transitoria, fue de acuerdo al mayor flujo de potencia transmitida, el cuadro siguiente resume el resultado del análisis. Caso 1 Caso 2 Caso 3 Eventos AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax AvMax EstMax Ev01 Estable Estable Inestable Ev02 Estable Estable Estable Ev03 Estable Estable Estable Ev04 Estable Estable Estable Ev05 Estable Estable Estable Ev06 Estable Estable Estable Ev07 Estable Estable Cuadro Resumen de Resultados Falla bifásica con salida de línea 6. CONCLUSIONES Análisis Energético en el Corto Plazo (-) El margen de reserva de generación para el periodo varía entre 19% y 13%, con lo cual no se cumpliría con el margen de reserva vigente fijado por el MEM en 27% para el periodo de mayo de 2011 a abril de Para el caso de sensibilidad de retraso de centrales térmicas, el margen de reserva se reduce a valores que se encuentran entre 5% y 2%. La línea de 220 kv Mantaro-Socabaya se encontrará congestionada hasta la entrada en servicio de la L.T. de 500 kv Chilca-Marcona-Montalvo, en julio de. En el periodo de análisis la línea de 220 kv Mantaro-Socabaya tiene, respecto a la línea de 500 kv Chilca-Marcona-Montalvo, una mayor participación de flujo del centro al sur tendiendo a mantenerse congestionada (sobretodo el tramo Mantaro-Cotaruse). La evolución de la participación de la generación hidroeléctrica y térmica a GN tiende a igualarse en 49% a partir del año. Para la sensibilidad de retraso de proyectos hidroeléctricos la participación de la generación térmica a GN es mayor al 50%. El consumo promedio de gas natural de Camisea en el periodo alcanza un valor de 434 MMPCD. Para los casos de sensibilidad este valor se incrementa hasta 474 MPCD. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xxxix Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

42 Análisis Eléctrico en el Corto Plazo (-) En este periodo, en condiciones normales de operación, las tensiones en 500 kv y 220 kv están en los rangos normales. Sin embargo, se debe destacar que hasta antes del ingreso de la L.T. 500 kv Chilca-Marcona-Montalvo (julio ) existen problemas de tensión en la S.E. Marcona, que son mitigados cuando ingresa al SEIN esta línea de 500 kv. También se debe destacar que a partir del estiaje del año el control de la tensión en la zona de Puno y Juliaca se vuelve crítico. Esta situación se agrava notablemente en situación de contingencia en el sistema sur. No se presenta ninguna sobrecarga en las líneas de 500 kv. Se debe destacar que con la operación de la L.T. de 220 kv de ATN y luego con el ingreso de la L.T. de 500 kv Carabayllo-Chimbote-Trujillo se reduce la carga en la L.T. de 220 kv Chimbote-Trujillo. Debido al bajo flujo de potencia asumido por la L.T. Kiman-Ayllu-Cajamarca en épocas de estiaje, cuando la C.H. Cañón del Pato y la C.H. Quitarasca operan con despacho mínimo, en el año se presentan sobrecargas del orden de 20 % en L.T. Trujillo-Cajamarca. Se debe destacar que se presentan sobrecargas a partir del en la línea L-2093 de la L.T. San Juan-Chilca, que en el alcanza magnitudes del orden del 20 %. Se observa que la L.T. Mantaro-Cotaruse-Socabaya tiende a operar a su capacidad máxima aún luego del ingreso al SEIN de la L.T. de 500 kv Chilca- Marcona-Ocoña-Montalvo en julio de. Los resultados del cálculo de cortocircuito muestran que en barras de 500 kv no se compromete la máxima capacidad de ruptura (40 ka). En barras de 220 kv, solo en Chilca se supera la capacidad de ruptura en algunos interruptores (40 / 63 ka). Se debe remarcar que no se ha considerado al reactor serie, ni las resistencias de puesta tierra del neutro de los transformadores de generación de algunas centrales de la zona de Chilca (proyecto planteado para acoplar las barras de 220 kv de Chilca existente y Chilca Nueva, cuya gestión de implementación se encuentra en proceso). Con la puesta en servicio de este proyecto se supera el problema de capacidad de ruptura. Análisis Energético en el largo plazo ( ) Se ha detectado congestiones en las líneas troncales que abastecen la ciudad de Lima, las mismas que se manifiestan incipientes en el año 2016 ( solo se observan en escenarios de demanda optimista en la zona centro) y se incrementan para el año 2022 (se aprecian aún en los escenarios de demanda media). Las principales líneas en 220 kv afectadas son: Zapallal Ventanilla, Planicie Industriales, Pachachaca Callahuanca, Pomacocha San Juan y Chilca San Juan. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xl Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

43 Se ha detectado congestiones en las líneas que abastecen la zona de Cajamarca, en los escenarios de demanda alta Norte-Sur en los años 2020 y Las principales líneas en 220 kv afectadas son: Trujillo Cajamarca y Chiclayo Carhuaquero Cerro Corona. Se ha detectado congestiones en la línea de 220 kv Onocora Tintaya asociadas al desarrollo de la generación hidroeléctrica en la zona sur-este (CCHH Pucará y San Gabán I, III y IV). Se ha detectado problemas puntuales de congestión en las líneas que alimentan a la zona de Piura y en el transformador que alimenta a la zona de Tacna, asociados a los escenarios de demanda alta Norte-Sur. Análisis Eléctrico en el Largo Plazo ( ) Se ha observado congestiones en las líneas troncales de alimentación y problemas de control de tensión en subestaciones de la ciudad de Lima, lo cual se debe a la insuficiente capacidad de las líneas indicadas para abastecer la demanda. Con la operación de las C.H. Curibamba (195 MW), C.H. Cerro del Águila (402 MW) y C.H Santa María (750 MW) aumenta el stress sobre las líneas que alimentan Lima, especialmente la LT 220 kv Pomacocha San Juan. Se ha observado que en el año 2020 se presentarían bajas tensiones en el SEIN, las que se deberían a déficits de compensación reactiva capacitiva en las zonas de Talara, Piura Oeste, Santa Rosa, Balnearios, San Juan, Chilca, Pucallpa, Huánuco, Oroya Nueva, Independencia, Marcona, Puno, Azángaro, Juliaca y Los Héroes. Aún con el desarrollo de la C.H. Veracruz/Cumba de 730 MW, que inyecta su potencia en la barra de Chiclayo Oeste, no se soluciona el problema de bajas tensiones en el área norte. Las mayores diferencias angulares en las tensiones correspondientes a las líneas de transmisión de 500 kv y 220 kv detectadas han sido de 11 y 15, respectivamente, las cuales son aceptables según lo indicado por las buenas prácticas de operación (30º y 21º máximo para líneas de 500 kv y 220 kv, respectivamente). Se observa que algunos transformadores de potencia en 500 kv operan por encima del 100% de su capacidad: Chiclayo, Planicie, Carabayllo y Chilca. De manera similar se observa sobrecargas en transformadores de 220 kv: Zorritos, Piura, Chiclayo, Guadalupe, Trujillo, Paramonga Nueva, Huacho, Chavarría, Santa Rosa, Callahuanca, Industriales, Balnearios, San Juan, Chilca, Independencia, Ica, Huayucachi, Paragsha, Aguaytía y Los Héroes. Las líneas de Transmisión de 500 kv operarán dentro de sus capacidades. Sin embargo se observa sobrecargas en líneas de 220 kv: La Niña-Piura Oeste, Cajamarca-Trujillo, Balnearios-San Juan, Zapallal-Ventanilla, Planicie- Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xli Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

44 Industriales, Mantaro-Cotaruse, Callahuanca-Pachachaca, Pachachaca- Pomacocha, Pomacocha-San Juan, Mantaro-Independencia, Huancavelica- Independencia, Huanza-Zapallal, Socabaya-Montalvo, Montalvo Nueva- Montalvo. Los resultados muestran que los SVCs de Chavarría, Balnearios, Chiclayo y Trujillo operan en sus límites de potencia reactiva, pero sin capacidad de regulación. En las SS.EE. Chilca y Zapallal las corrientes de cortocircuito en 220 kv alcanzarán las capacidades de ruptura de los interruptores al año Al igual que en el Diagnóstico de Corto Plazo no se ha considerado al reactor serie, ni las resistencias de puesta tierra del neutro de los transformadores de generación de algunas centrales de la zona de Chilca (proyecto cuya gestión de implementación se encuentra en proceso). Los análisis de estabilidad transitoria muestran que la respuesta natural del SEIN es aceptable, considerando un tiempo de simulación de 6 segundos, tiempo suficiente para evaluar el comportamiento del sistema sin estar sujeto a sistemas de control. Solo en una simulación de falla bifásica en el caso 3, que es el de mayor exigencia al sistema de transmisión, se obtuvo una respuesta inestable. Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xlii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

45 ANEXOS Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xliii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

46 % CRECIMIENTO COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ANEXO A. DEMANDA, GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN A1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Cuadro A1.01. Proyección de la Demanda en Energía y Potencia 15% 10% 5% 0% ENERGÍA POTENCIA Figura A1.01. Crecimiento de la Demanda en Energía y Potencia Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xliv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

47 Cuadro A1.02. Principales Proyectos de Demanda Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xlv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

48 A2. PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN Cuadro A2.01. Plan de Obras de Generación A3. PLAN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN Cuadro A3.01. Porcentaje de participación en el despacho de generación Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xlvi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

49 A4. CENTRALES DE GENERACIÓN ADICIONALES EN EL LARGO PLAZO CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CON CONCESIÓN DEFINITIVA NOMBRE TIPO P (MW) C.H. CERRO DEL AGUILA Hidro 402 C.H. SAN GABAN I Hidro 150 C.H. SANTA RITA Hidro 255 C.H. PUCARÁ Hidro 130 C.H. TARUCANI Hidro 50 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL AMAZONAS NOMBRE TIPO P (MW) C.H. INAMBARI (*) Hidro 2200 C.H. TAMBO 40 (*) Hidro 1286 C.H. MAINIQUE 1 (*) Hidro 607 C.H. PAQUITZAPANGO Hidro 2000 C.H. TAMBO 60 Hidro 580 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL NORTE NOMBRE TIPO P (MW) C.H. VERACRUZ (CUMBA 4) (*) Hidro 825 C.H. CHADIN (CH DEL NORTE) (*) Hidro 600 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CON CONCESIÓN TEMPORAL NOMBRE TIPO P (MW) C.H. SAN GABÁN IV Hidro 82 C.H. BELO HORIZONTE Hidro 180 C.H. SANTA MARIA (OREJA DE PERRO) Hidro 750 C.H. SAN GABÁN III Hidro 188 C.H. CURIBAMBA Hidro 195 C.H. CHURO Hidro 36 C.H. PELAGATOS - PLATA Hidro 25 C.H. TAMBO 1 Hidro 54 C.H. CARHUAC Hidro 20 CENTRALES SIN CONCESIÓN O AUTORIZACIÓN NOMBRE TIPO P (MW) C.H. OLMOS 1 Hidro 50 C.H. CAÑO Hidro 103 C.H. MARAÑON Hidro 88 C.H. LLUTA Hidro 270 C.H. LLUCLLA Hidro 240 C.H. CHEVES III Hidro 121 C.H. RETAMAL Hidro 189 C.H. ARICOTA III Hidro 19 C.T. CC TRUJILLO A GAS (2 TG + 1 TV) Térmica 520 C.T. CC ILO A GAS (2 TG + 1 TV) Térmica 520 C.T. CC TRUJILLO A GAS (2 TG + 1 TV) Térmica 520 C.T. CC TRUJILLO A GAS (2 TG + 1 TV) Térmica 520 C.T. CC ILO A GAS (2 TG + 1 TV) Térmica 520 C.T. CC ILO A GAS (2 TG + 1 TV) Térmica 520 C.T. CC CHILCA (2 TG + 1 TV) Térmica 520 (*): Cuentan con Concesión temporal. Cuadro A4.01. Centrales de Generación Adicionales en el Largo Plazo Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xlvii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

50 A5. PLANES DE EXPANSIÓN DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN Por Congestión -Repotenciación de líneas 220 kv zonas: Carhuaquero Cajamarca Zapallal Paramonga Tingo María Paragsha Conococha Paramonga Onocora Tintaya Líneas Nuevas por Confiabilidad: Machupicchu Quencoro Onocora / Subestación Quencoro 220/138 kv Cuadro A5.01. Plan Robusto al Año 2016 Repotenciación de líneas 220 kv en las zonas: Carhuaquero Cajamarca Zapallal Paramonga Pachachaca Oroya Carhuamayo Trujillo Santa Rita 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 Cuadro A5.02. Plan Robusto al Año 2020 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xlviii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

51 INDUCTIVO CAPACITIV O COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ANEXO B. DIAGNÓSTICO OPERATIVO DE CORTO PLAZO B1. OPERACIÓN DE LOS SVCs MVAr Chiclayo Cajamarca Trujillo Vizcarra Balnearios Chavarria Socabaya Tintaya Tintaya - Antapacay POTENCIA REACTIVA DEL SVC Avmax Avmed Avmin Esmax Esmed Esmin MAn Límite Capacitivo Límite Inductivo Figura B1.01. Operación de los SVCs Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. xlix Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

52 ANEXO C. DIAGNÓSTICO DE LA OPERACIÓN ECONÓMICA BASADO EN INCERTIDUMBRES Figura. N C1.- NIVELES DE SOBRECARGA EN LINEAS DEL SEIN AÑO 2016 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. l Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

53 Figura. N C2.- HORAS DE CONGESTION EN LINEAS DEL SEIN AÑO 2016 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. li Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

54 Figura. N C3.- ENERGÍA NO SERVIDA EN EL SEIN (%) AÑO 2016 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. lii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

55 Figura. N C4.- NIVELES DE SOBRECARGA EN LINEAS DEL SEIN AÑO 2020 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. liii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

56 Figura. N C5.- HORAS DE CONGESTION EN LINEAS DEL SEIN AÑO 2020 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. liv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

57 Figura. N C6.- ENERGÍA NO SERVIDA EN EL SEIN (%) AÑO 2020 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. lv Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

58 Figura. N C7.- NIVELES DE SOBRECARGA EN LINEAS DEL SEIN AÑO 2022 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. lvi Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero

59 Figura. N C8.- HORAS DE CONGESTION EN LINEAS DEL SEIN AÑO 2022 Informe DP Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Pág. lvii Dirección de Planificación de Transmisión Período Febrero