cap 10 - analisis sist elec para la interconexion de la ch

Actualización del Estudio Repotenciación de la Pequeña Central Hidroeléctrica Hercca Estudio de Factibilidad

10.1

10. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO PARA LA INTERCONEXIÓN DE LA CENTRAL

10.1 Objeto

Analizar el comportamiento estacionario del SEIN, en el marco del Proyecto de Repotenciación de la C.H. Hercca, cuya potencia instalada será 7.23 MVA, con una potencia disponible en avenida de 6.47 MW y en estiaje 3.16 MW, los mismos que se inyectarán al sistema nacional mediante una derivación PI, en la L.T. 138 kV Combapata-Tintaya, a una distancia de 41.3 km de la S.E. Combapata y 60.69 km de la S.E. Tintaya, a fin de definir el comportamiento estacionario de la red y establecer los refuerzos del sistema de transmisión y compensación reactiva asociada (si fuera el caso), tal que, la implementación del Proyecto no impacte negativamente en la operatividad del sistema. Asimismo, determinar la potencia de cortocircuito simétrico y asimétrico en las principales barras del SEIN.

10.2 Alcances del Estudio

El presente Informe comprende simulaciones de Flujo de Potencia en condición de operación normal y contingencia.

Se analizarán 2 estaciones hidrológicas: Época de Avenida, y Época de Estiaje.

Se simularán 3 niveles de carga: Máxima Demanda, Media Demanda, y Mínima Demanda.

Se simularán 2 condiciones operativas: Operación normal, y Contingencias simple (criterio n-1).

1. pérdida de L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro (L-1002)2. pérdida de L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri (L-1006),3. pérdida de L.T. 138 kV Tintaya-Callalli (L-1008),4. pérdida de L.T. 138 kV Combapata-Hercca (L-1005),5. pérdida de L.T. 138 kV Hercca-Tintaya (L-1005), y6. pérdida de 1 grupo de C.H. Machupicchu.

Cálculo de Cortocircuito

Se calculará la potencia de cortocircuito en el año 2010, condición de máxima y mínima generación, considerando la reactancia subtransitoria de las máquinas síncronas, para verificar la capacidad de ruptura de los interruptores existentes y previstos.

10.3 Premisas del Análisis

La repotenciación de la C.H. Hercca tiene poco impacto en las instalaciones del SEIN, ya que los 6.47 y 3.16 MW que aporta la central en época de avenida y estiaje, respectivamente; sólo representan el 0.2% de la máxima demanda actual y la capacidad reactiva de regulación de la planta, apenas oscila entre –1.58 y 3.15 MVAR. Se estima que

LAHMEYER AGUA Y ENERGIA S.A. COD.096-A/E/tt/file_convert/563dbaa2550346aa9aa70e5d/document.doc


10.2

con el Proyecto, la potencia transmitida en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 11.2 y 42.3 MW; y la tensión en las subestaciones Quencoro, Combapata y Tintaya entre 0.978 y 1.005 pu, es decir, dentro de los valores exigidos por la NTCSE.

Los análisis efectuados simulan la operación del sistema durante 3 niveles de carga (máxima, media y mínima demanda), 2 estaciones hidrológicas (avenida y estiaje) y 2 condiciones de operación (normal y contingencia), a fin de demostrar que las instalaciones del SEIN (con y sin el Proyecto) tienen un comportamiento prácticamente similar y adecuado.

Las simulaciones de Flujo de Potencia se basan en los análisis efectuados por el COES en el Estudio de Fijación Tarifaria, el mismo que ha sido acotado al análisis específico del Sistema Interconectado del Sur (Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna). Por consiguiente, los despachos hidrotérmicos utilizados son los obtenidos mediante el Programa PERSEO. Para fines del presente análisis se considera una generación equivalente en la Barra Socabaya 220 kV, cuya tensión es la obtenida en la simulación integral del SEIN.

Consideraciones Generales

A partir de año 2005, se venderá energía eléctrica al Ecuador (80 MW).

Las previsiones de máxima demanda del SEIN son las mismas del Estudio de Fijación Tarifaria del COES, las mismas que fueron proyectadas en su componente vegetativa, con la tasa de crecimiento promedio de dicho período.

Las simulaciones de Flujo de Potencia comprenden a todo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), es decir, todas las instalaciones de 220 y 138 kV de los sistemas eléctricos Centro-Norte y Sur existentes, e instalaciones previstas al año 2010.

Los análisis de Flujo de Potencia simulan el comportamiento eléctrico estacionario del SEIN en condiciones de operación normal y contingencia, en época de avenida y estiaje; y condiciones de máxima, media y mínima demanda, teniendo en cuenta los despachos hidrotérmicos del Programa Perseo (COES).

De acuerdo al Estudio de Fijación Tarifaria, la proyección de máxima demanda más pérdidas del SEIN, sería:

AÑO MD (SEIN)2005 32882006 34192007 36752010 3995

De acuerdo al Plan Referencial de Electricidad, el Programa Hidrotérmico de Expansión de la Generación prevé la implementación de los siguientes Proyectos:



10.3

AÑO PROYECTO MW

2004, TG3 y TG4 Ventanilla conversión a Gas Natural2005, CH Yuncán 130.02007, TG3 Ciclo Combinado (75 MW adicionales) 225.02008, CC-340 GN3 340.02009, CH Platanal 200.02010, CC-340 GN4 340.02012, CC-340 GN5 340.0

Alternativamente se prevé la expansión del SEIN, en el marco del Programa Térmico de Expansión de Generación, basado en el Gas Natural de Camisea:

AÑO PROYECTO MW2004, TG3 y TG4 Ventanilla conversión a Gas Natural2005, CH Yuncán 130.02006, TG3 Ciclo Combinado (75 MW adicionales) 225.02008, CC-340 GN3 340.02010, CC-340 GN4 340.02012, CC-340 GN5 340.0

De acuerdo al Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP, se consideran los siguientes refuerzos en el SEIN:

2004, REA –20 MVAR Azángaro2005, LT 220 kV Yuncán-Carhuamayo (DT)

Transformador Juliaca 60/10 kV, 12 MVA2007, LT 220 kV Paramonga-Chimbote (2T)2008, LT 220 kV Zapallal-Huacho-Paramonga (2T)

LT 220 kV Machupicchu-CotaruseTransformador Machupicchu 220/138 kV, 150 MVATransformador San Nicolás 220/60/10 kV, 75 MVA REA –24 MVAR MachupicchuREA –24 MVAR CotaruseTransformador Ica 220/60/10 kV, 50 MVA CAP 20 MVAR ChiclayoCAP 20 MVAR TrujilloCAP 10 MVAR San NicolásREA -30 MVAR Moquegua

2010, LT 220 kV Chiclayo-Piura (2T)Transformador Azángaro 220/138 kV, 100 MVAInterconexión Back-to-Back con Ecuador

Los parámetros eléctricos del sistema son los utilizados por el COES en el Estudio de Fijación Tarifaria, lo mismo que el Plan de Expansión de Generación y Transmisión del corto plazo. El Programa de Expansión de la Generación y refuerzos de sistema de transmisión del mediano y largo plazo se tomarán del Plan Referencial de Electricidad y el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP.



10.4

Sobre la Codificación de los Casos

Los casos de Flujo de Potencia, se identifican de la siguiente manera:

Operación Normal:

HAX05, época de avenida, máxima demanda, año 2005 HAD05, época de avenida, demanda media, año 2005 HAI05, época de avenida, mínima demanda, año 2005 HEX05, época de estiaje, máxima demanda, año 2005 HED05, época de estiaje, demanda media, año 2005 HEI05, época de estiaje, mínima demanda, año 2005

Contingencias:

CAX05n, época de avenida, máxima demanda, año 2005 CAD05n, época de avenida, demanda media, año 2005 CAI05n, época de avenida, mínima demanda, año 2005 CEX05n, época de estiaje, máxima demanda, año 2005 CED05n, época de estiaje, demanda media, año 2005 CEI05n, época de estiaje, mínima demanda, año 2005

Donde n es el número de falla.

10.4 Criterios y Metodología para el Análisis

Para las simulaciones de Flujo de Potencia y cálculo de Cortocircuito de fallas trifásicas, monofásicas y bifásicas a tierra se emplean las siguientes definiciones y criterios.

Definiciones

Capacidad Normal, es la potencia que una línea de transmisión o transformador puede transmitir en forma continua.

Capacidad de Emergencia, es la potencia que un elemento puede soportar por pequeños intervalos de tiempo. En las líneas de transmisión se tiene en cuenta la temperatura de diseño, el equipo existente acoplado en los extremos de la línea y el límite de transmisión basado en el límites de estabilidad. En los transformadores se tiene en cuenta la potencia aparente nominal, considerando los elementos de refrigeración. La capacidad de emergencia se estima en 20% adicional, excepto en el sistema Sur, donde según el Contrato de Concesión, no se debe sobrepasar el 100% de la capacidad nominal. En los generadores se determina según su potencia aparente y factor de potencia.

Operación Normal, los criterios que se deben cumplir en esta condición son los siguientes: las variaciones de tensión no deben sobrepasar el rango comprendido entre 0.95 y 1.05 pu. el valor nominal. La potencia transmitida en líneas de transmisión, transformadores y generadores no debe sobrepasar su capacidad nominal y el sistema debe tener capacidad para atender toda la carga.

Operación en Contigencia, el comportamiento estacionario post-falla del sistema debe cumplir los siguientes criterios: las variaciones de tensión luego de eliminada la falla no debe



10.5

sobrepasar el rango comprendido entre 0.90 y 1.05 pu la tensión nominal, los flujos de potencia en líneas de transmisión y transformadores no deben exceder la capacidad de emergencia y el sistema eléctrico debe estar en capacidad de atender toda la carga.

Criterios Generales

El sistema eléctrico de potencia debe tener capacidad suficiente para satisfacer la máxima demanda prevista y tener una estructura topológica que garantice la continuidad del servicio.

La calidad de servicio significa energía a valores de tensión y frecuencia adecuados, ±5% para la tensión y ±1% para la frecuencia. La tensión se controlará ajustando Tap's en los transformadores y generación reactiva en los compensadores síncronos, SVC o centrales eléctricas.

Criterios Específicos

a.- Para los estudios de Flujo de Potencia

Los estudios de Flujo de Potencia simulan el comportamiento estacionario del sistema en diferentes condiciones de carga, generación y topología. Brindan información de los Flujos de Potencia en líneas y transformadores, nivel de tensión en barras, tensión de generación y potencia reactiva de las centrales eléctricas, posición de Tap´s en los transformadores, compensación reactiva capacitiva e inductiva y pérdidas de transmisión longitudinal y transversal.

Las condiciones de carga y generación simuladas para año hidrológico promedio, época de avenida y estiaje, son las siguientes:

Hora de máxima demanda equivalente a 5 horas de duración diaria, se extiende de las 18 a 23 horas de cada día, excepto los domingos y feriados, corresponde al 1er escalón de la curva de duración de 3 bloques.

Hora de media demanda equivalente a 10 horas de duración diaria, se extiende de las 8 a las 18 horas, además de las horas comprendidas entre las 18 y 23 horas de los días domingos y feriados.

Hora de mínima demanda, equivalente a 9 horas, se extiende entre las 23 y 8 horas de cada día.

b.- Para los Cálculos de cortocircuito

Los cálculos de Cortocircuito determinan la potencia de cortocircuito de falla trifásica, monofásica y bifásica a tierra, y para su determinación se emplea la reactancia subtransitoria. Sirve para verificar la capacidad de los interruptores existentes y definir la capacidad de los interruptores futuros. Asimismo, para diseñar la red de puesta a tierra de las subestaciones y la coordinación de la protección.

Los cálculos de Cortocircuito se efectúan para la condición de máxima demanda, y se asume que operan todos los grupos necesarios para satisfacer el criterio de reserva rotante, además de los compensadores síncronos y estáticos.

10.5 Resultados del Análisis



10.6

Ver Cuadros No 10.1, 10.2 y 10.3.- Resultados del Análisis (operación normal y contingencia)

Teniendo en cuenta las consideraciones mencionadas anteriormente. Los resultados del análisis estacionario de las instalaciones asociadas con el Proyecto, son los siguientes:

Año 2005.

Sin el Proyecto (Ver Cuadro 10.1)

Si la oferta de C.H. Hercca es 0.72 MW y la central se conecta en la S.E. Sicuani, la potencia transmitida en la L.T. 138 kV Combapata-Tintaya oscila entre 8.8 y 37.1 MW, la tensión en Combapata oscila entre 0.995 y 1.004 pu. y el SVC de Tintaya genera entre –2.3 y 1.8 MVAR. El aporte reactivo de Hercca oscila entre –0.1 y 0.3 MVAR.

Con el Proyecto (Ver Cuadro 10.2)

Si entra en operación el Proyecto (Repotenciación de la C.H. Hercca - conexión PI en la L.T. 138 kV Combapata-Tintaya), entre las horas de máxima, media y mínima demanda, en las épocas de avenida y estiaje, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 11.2 y 42.3 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.995 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –2.3 y 2.7 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –0.6 y -0.1 MVAR.

La conexión de C.H. Hercca directamente en barras de 138 kV hará que la central absorba potencia reactiva en algunas condiciones de carga, en un orden muy cercano a cero, teniendo en cuenta que la capacidad reactiva de la central oscila entre –1.58 y 3.15 MVAR, dado que se trata de un grupo generador de 7.23 MVA, con un factor de potencia de 0.90.

Contingencias (Ver Cuadro 10.3 – 1,2)

1. Pérdida L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 9.0 y 40.2 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.976 y 0.991 pu, y el SVC de Tintaya generará entre 2.8 y 8.8 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre 0.3 y 0.8 MVAR. Habrá una ligera caída de tensión en la S.E. Quencoro, la tensión llegará a 0.942 pu.

2. Pérdida L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 11.2 y 42.3 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.995 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –3.7 y 6.7 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.6 y -0.1 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli oscilará entre –6.5 y 19.4 MW.

3. Pérdida L.T. 138 kV Tintaya-Callalli.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 11.2 y 42.3 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.995 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre 6.1 y 14.7 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.6 y 0.2 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –6.5 y 19.3 MW.

4. Pérdida L.T. 138 kV Combapata-Hercca.



10.7

Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 3.2 y 6.5 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.949 y 1.028 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –8.9 y -5.9 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.4 y –0.6 MVAR. Habrá una ligera caída de tensión en la S.E. Quencoro, la tensión llegará a 0.953 pu.

5. Pérdida L.T. 138 kV Hercca-Tintaya.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Combapata-Hercca oscilará entre –6.4 y –3.1 MW, la tensión en S.E. Hercca oscilará entre 0.981 y 1.031 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –5.3 y –1.9 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –3.4 y 1.5 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli oscilará entre –10.8 y 21.4 MW.

6. Pérdida 1 grupo C.H. Machupicchu.Si se pierde el grupo mencionado, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre –15.2 y 17.5 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.993 y 1.015 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –9.7 y -0.6 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –1.3 y -0.1 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –37.7 y -7.8 MW.

Año 2006. (Ver Cuadro 10.2 )

Si entra en operación la Repotenciación C.H. Hercca, la potencia transmitida en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 14.0 y 41.5 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.997 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –1.3 y 6.7 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –0.6 y -0.3 MVAR.

Contingencias (Ver Cuadro 10.3 - 3,4)

1. Pérdida L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 11.9 y 39.3 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.979 y 0.991 pu, y el SVC de Tintaya generará entre 3.1 y 11.9 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre 0.2 y 0.9 MVAR. Habrá una ligera caída de tensión en la S.E. Quencoro, la tensión llegará a 0.946 pu.

2. Pérdida L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 14.0 y 41.5 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.997 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre 0.7 y 8.1 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.6 y -0.3 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli oscilará entre –9.4 y 16.8 MW.

3. Pérdida L.T. 138 kV Tintaya-Callalli.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 14.0 y 41.5 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.997 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre 8.8 y 15.2 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.6 y -0.2 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –9.4 y 16.8 MW.

4. Pérdida L.T. 138 kV Combapata-Hercca.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 3.2 y 6.5 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.952 y 1.025 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –9.3 y 1.2 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -1.7 y –0.4 MVAR. Habrá una ligera caída de tensión en la S.E. Quencoro, la tensión llegará a 0.956 pu.



10.8

5. Pérdida L.T. 138 kV Hercca-Tintaya.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Combapata-Hercca oscilará entre –6.4 y –3.2 MW, la tensión en S.E. Hercca oscilará entre 0.984 y 1.029 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –5.7 y 5.6 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –3.3 y 1.7 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli oscilará entre –11.1 y 12.1 MW.

6. Pérdida 1 grupo C.H. Machupicchu.Si se pierde el grupo mencionado, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre –12.4 y 16.6 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.995 y 1.014 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –9.9 y -0.7 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -1.3 y -0.3 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –36.7 y -8.8 MW.

Año 2010. (Ver Cuadro 10.2 )

Si entra en operación la Repotenciación C.H. Hercca, la potencia transmitida en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 2.7 y 35.4 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.995 y 1.002 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –6.9 y 7.0 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –0.3 y -0.1 MVAR.

Contingencias (Ver Cuadro 10.3 – 5,6)

1. Pérdida L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 0.5 y 33.1 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.975 y 0.989 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –2.9 y 11.6 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre 0.3 y 0.9 MVAR. Habrá una ligera caída de tensión en la S.E. Quencoro, la tensión llegará a 0.946 pu.

2. Pérdida L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 2.7 y 35.4 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.995 y 1.002 pu, y el SVC de Tintaya generará entre 2.4 y 5.9 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.3 y -0.1 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli oscilará entre –17.2 y 17.9 MW.

3. Pérdida L.T. 138 kV Tintaya-Callalli.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 2.7 y 35.4 MW, la tensión en S.E. Combapata oscilará entre 0.995 y 1.002 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –1.9 y 14.9 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.3 y -0.1 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre -17.2 y 17.9 MW. Se sobrecarga el tramo Azángaro-Juliaca-Puno en algunas condiciones de carga.

4. Pérdida L.T. 138 kV Combapata-Hercca.Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 3.2 y 6.5 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.967 y 1.007 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –12.6 y 0.0 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre –1.1 y –0.4 MVAR. Habrá una ligera caída de tensión en la S.E. Quencoro, la tensión llegará a 0.972 pu.

5. Pérdida L.T. 138 kV Hercca-Tintaya.



10.9

Si se pierde la línea mencionada, la potencia en la L.T. 138 kV Combapata-Hercca oscilará entre –6.5 y –3.1 MW, la tensión en S.E. Hercca oscilará entre 0.984 y 1.015 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –8.6 y 3.6 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -1.4 y 1.0 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli oscilará entre –3.0 y 14.6 MW.

6. Pérdida 1 grupo C.H. Machupicchu.Si se pierde el grupo mencionado, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre –27.2 y 7.7 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.993 y 1.008 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –14.6 y 4.9 MVAR. El aporte reactivo de C.H. Hercca oscilará entre -0.7 y 0.0 MVAR. El flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –40.8 y -12.2 MW.

Cálculo de Cortocircuito

Ver Cuadro No 10.4.- Cálculo de Cortocircuito Subtransitorio – Año 2010.

Teniendo en cuenta el Estudio de Fijación Tarifaria del COES, el Plan Referencial de Electricidad del MEM, el Plan de Expansión de Transmisión de REP y las simulaciones de Flujo de Potencia efectuadas, las potencias (MVA) y corrientes (kA) de cortocircuito simétricas y asimétricas en las principales barras del SEIN, que se muestran en el Cuadro Nº 10.4.

El cálculo de Cortocircuito se ha efectuado para el año 2010, considerando las reactancias subtransitorias de todos los generadores necesarios para atender la máxima y mínima demanda, y margen de reserva rotante del SEIN.

Asimismo, se adjuntan las contribuciones de cada rama al punto de falla.

10.6 Conclusiones y Recomendaciones

Año 2005

Sin el Proyecto Repotenciación C.H. Hercca, la potencia transmitida en la L.T. 138 kV Combapata-Tintaya oscila entre 8.8 y 37.1 MW, la tensión en Combapata entre 0.995 y 1.004 pu. y el SVC de Tintaya genera entre –2.3 y 1.8 MVAR. Si entra en operación el Proyecto, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 11.2 y 42.3 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.995 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –2.3 y 2.7 MVAR, es decir, ligeramente diferente del Caso: SIN Proyecto.

Si se pierde la L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro, se cae la tensión en Quencoro (hasta 0.942 pu), y el SVC y Hercca deben generar mayor potencia reactiva capacitiva para soportar el perfil de tensiones. Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri, cuyo flujo normalmente oscila entre –28.3 y 0.9 MW, se modificará el flujo de la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli que oscila entre 13.4 y 39.1 MW, a -6.5 y 19.4 MW. Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli, el flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –6.5 y 19.3 MW, y se sobrecarga el tramo Azángaro-Juliaca. Si se pierde la L.T. 138 kV Combapata-Hercca, se cae la tensión en Combapata (hasta 0.953 pu), y el SVC de Tintaya debe generar entre –8.9 y –5.9 MVAR. Si se pierde la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya, se cae la tensión en Quencoro (hasta 0.969 pu), y la tensión de Hercca se eleva hasta 1.031 pu, aún cuando está absorbiendo hasta –3.4 MVAR, y el SVC por su parte genera entre –5.3 y -1.9 MVAR. Si se



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pierde 1 grupo de C.H. Machupicchu, el flujo en la L.T. 138 kV Combapata-Hercca oscilará entre –18.2 y 11.1 MW, y el de L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri entre –37.7 y –7.8 MW.

Año 2006

Si entra la Repotenciación Hercca, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 14.0 y 41.5 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.997 y 1.004 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –1.3 y 6.7 MVAR.

Si se pierde la L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro, se cae la tensión en Quencoro (hasta 0.946 pu), y el SVC y Hercca deben generar mayor potencia reactiva capacitiva para soportar el perfil de tensiones. Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri, cuyo flujo normalmente oscila entre –27.8 y 0.1 MW, se modificará el flujo de la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli que oscila entre 12.5 y 22.5 MW, a -9.4 y 16.8 MW. Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli, el flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –9.4 y 16.8 MW, y sobrecarga el tramo Azángaro-Juliaca. Si se pierde la L.T. 138 kV Combapata-Hercca, se cae la tensión en Combapata (hasta 0.956 pu), y el SVC de Tintaya debe generar entre –9.3 y 1.2 MVAR. Si se pierde la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya, se cae la tensión en Quencoro (hasta 0.972 pu), y la tensión de Hercca se eleva hasta 1.029 pu, aún cuando está absorbiendo hasta –3.3 MVAR, y el SVC por su parte genera entre –5.7 y 5.6 MVAR. Si se pierde 1 grupo de C.H. Machupicchu, el flujo en la L.T. 138 kV Combapata-Hercca oscilará entre –18.8 y 10.2 MW, y el de L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri entre –36.7 y –8.8 MW.

Año 2010

Si entra la Repotenciación Hercca, la potencia en la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya oscilará entre 2.7 y 35.4 MW, la tensión en S.E. Combapata entre 0.995 y 1.002 pu, y el SVC de Tintaya generará entre –6.9 y 7.0 MVAR.

Si se pierde la L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro, se cae la tensión en Quencoro (hasta 0.946 pu), y el SVC y Hercca deben generar mayor potencia reactiva capacitiva para soportar el perfil de tensiones. Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri, cuyo flujo normalmente oscila entre –29.6 y –1.7 MW, se modificará el flujo de la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli que oscila entre 11.9 y 36.7 MW, a -17.2 y 17.9 MW. Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli, el flujo en la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri oscilará entre –17.2 y 17.9 MW, y sobrecarga el tramo Azángaro-Juliaca. Si se pierde la L.T. 138 kV Combapata-Hercca, se cae la tensión en Combapata (hasta 0.972 pu), y el SVC de Tintaya debe generar entre –12.6 y 0.0 MVAR. Si se pierde la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya, se cae la tensión en Quencoro (hasta 0.979 pu), y la tensión de Hercca se eleva hasta 1.016 pu, aún cuando está absorbiendo hasta –1.4 MVAR, y el SVC por su parte genera entre –8.6 y 3.6 MVAR. Si se pierde 1 grupo de C.H. Machupicchu, el flujo en la L.T. 138 kV Combapata-Hercca oscilará entre –30.0 y 1.2 MW, y el de L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri entre –40.8 y –12.2 MW.

Síntesis

La Repotenciación de la C.H. Hercca tiene poco impacto en las instalaciones del SEIN, ya que los 6.47 y 3.16 MW que aporta la central en época de avenida y estiaje, respectivamente; sólo representan el 0.2% de la máxima demanda y la capacidad reactiva de regulación de tensión de la planta, apenas oscila entre –1.58 y 3.15 MVAR. Por otro lado, la potencia actual transmitida en la L.T. 138 kV Combapata-Tintaya que oscila entre 8.8 y 37.1 MW, y la tensión en las subestaciones de Quencoro, Combapata y Tintaya que actualmente oscila entre 0.978 y 1.010 pu, sólo se modificarán ligeramente, como producto



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de la puesta en operación del Proyecto. En ambos casos, las tensiones y cargas estarán dentro de los valores exigidos por la NTCSE.

El flujo de potencia en la L.T. 138 kV Quencoro-Tintaya será mayor en los primeros años del Proyecto y tenderá a desminuir conforme pasa el tiempo, ya que la carga del Cusco aumentará con el correr de los años. Del mismo modo, la potencia transmitida en la línea será mayor en las horas de mínima y media demanda, ya que la C.H. Machupicchu es una central de base. Por el contrario, el flujo de potencia proveniente de Ayaviri será mayor en horas de máxima demanda y menor en mínima demanda, ya que la potencia disponible de C.H. San Gabán varía en el transcurso del día, y también en las épocas de avenida y estiaje. Finalmente, el flujo de potencia del sistema Sur-Este hacia los sistemas Sur-Oeste y Sur, casi siempre será de Tintaya a Callalli y de Puno a Moquegua.

La pérdida de la L.T. 138 kV Combapata-Hercca dejaría a C.H. Hercca colgada mediante una línea de 61 km de Tintaya y 345 km de C.H. San Gabán. En ésta eventualidad, para conservar la generación de C.H. Hercca (entre -0.6 y 0.9 MVAR) el SVC de Tintaya deberá generar entre –8.9 y –5.9 MVAR el año 2005, entre –9.3 y 1.2 MVAR el 2006 y entre –12.6 y 0.0 MVAR el 2010. En el lado conectado a C.H. Machupicchu, la tensión en Quencoro llegaría a 0.953, 0.946 y 0.972 pu, respectivamente.

Si se pierde la L.T. 138 kV Hercca-Tintaya, la C.H. Hercca quedaría colgada a una línea de 230 km desde C.H. Machupicchu, y habría problemas de regulación de tensión en C.H. Hercca (generación reactiva necesaria entre –3.4 y 1.5 MVAR), ya que no sería capaz de controlar la tensión en horas de mínima demanda, por incapacidad de generación reactiva (inductiva).

Si se pierde un grupo generador en C.H. Machupicchu el flujo de potencia en la L.T. 138 kV Quencoro-Tintaya se invertiría en las horas de máxima y media demanda y los requerimientos de generación reactiva inductiva en Hercca (-1.3 MVAR) y Tintaya (-9.7 MVAR) serían mayores, en las horas de mínima demanda, respecto a las observadas, cuando operan los 3 grupos de C.H. Machupicchu.

Si se pierde la L.T. 138 kV Machupicchu-Quencoro se sobrecarga ligeramente la línea restante y la tensión en Quencoro cae hasta 0.942 pu. En Combapata la tensión cae hasta 0.975 pu por la regulación de tensión que proporcionan C.H. Hercca y el SVC de Tintaya, hasta 0.9 y 11.9 MVAR, respectivamente.

Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Ayaviri, el flujo de potencia en la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli disminuirá, ya que parte del flujo de potencia proveniente de C.H. San Gabán, utilizaba ésta ruta. Asimismo, habrá sobrecarga en la L.T. 138 kV Azángaro-Juliaca, e incluso en la L.T. 138 kV Juliaca-Puno, en algunas condiciones de carga.

Si se pierde la L.T. 138 kV Tintaya-Callalli, el flujo de potencia se invierte y se suma a la potencia generada en C.H. San Gabán sobrecargando la L.T. 138 kV Azángaro-Juliaca que exporta potencia al sistema Sur Oeste y Sur. En algunas condiciones de carga, también se sobrecarga la L.T. 138 kV Juliaca-Puno.

En la actualidad, el flujo de potencia en la Línea de Interconexión (L.T. 220 kV Mantaro-Socabaya) normalmente es de Sur a Norte en las horas de máxima demanda, y se invierte y crece en las horas de media y mínima demanda, especialmente en la época de avenida. En cambio, los flujos de potencia del año 2010, siempre son de Norte a Sur y por encima de los



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250 MW, debido a la gran oferta del SICN, basada en el Gas Natural de Camisea en plantas generadoras instaladas cerca de Lima.


cap 10 - analisis sist elec para la interconexion de la ch

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