Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros Gigawatt Ingenieros ELABORACIÓN DE ESTUDIO A NIVEL DE PERFIL Y ESTUDIO DEFINITIVO DEL PROYECTO: AMPLIACIÓN DE LA S.E.T. CONVERTIDOR - CHILINA 138/33 kV Y 33/10 kV, ALTO SELVA ALEGRE, AREQUIPA. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO JUNIO DEL 2015 AREQUIPA - PERÚ
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Análisis de Flujo de Potencia y Cortocircuito_Chilina
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ELABORACIÓN DE ESTUDIO A NIVEL DE PERFIL Y ESTUDIO DEFINITIVO DELPROYECTO: AMPLIACIÓN DE LA S.E.T. CONVERTIDOR - CHILINA 138/33 kV Y
33/10 kV, ALTO SELVA ALEGRE, AREQUIPA.
ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO
JUNIO DEL 2015
AREQUIPA - PERÚ
CONTROL DE VERSIÓN Aprobó:
0 30.12.14 GIGAWATT VERSIÓN 0 YBR 01.01.15
CONTROL DE REVISIÓN DEL DOCUMENTO
1 24.06.15 GIGAWATT EDICIÓN FINAL
0 13.03.15 GIGAWATT EDICIÓN INICIAL
Rev. Fecha: Nombre: Descripción: Revisión: Fecha:
CLIENTE
ELABORACIÓN DE ESTUDIO A NIVEL DE PERFIL Y ESTUDIODEFINITIVO DEL PROYECTO: AMPLIACIÓN DE LA S.E.T.
3.1 Sistema Transmisión y Generación Actual .......................................................... 73.2 Demanda............................................................................................................. 93.3 Expansión de Transmisión ................................................................................ 103.4 Expansión de Generación ................................................................................. 103.5 Información del Proyecto................................................................................... 113.6 Demanda Prevista............................................................................................. 13
4. SOFTWARE UTILIZADO .................................................................................. 145. ALCANCES DEL ESTUDIO .............................................................................. 146. CONSIDERACIONES PARA ANÁLISIS ........................................................... 157. CRITERIOS TÉCNICOS .................................................................................... 16
7.1 Criterios para Estado Estacionario .................................................................... 168. METODOLOGIA................................................................................................ 16
8.1 Análisis de Estado Estacionario ........................................................................ 178.2 Cálculo de Cortocircuito .................................................................................... 17
9. RESUMEN ESTADO ESTACIONARIO ............................................................. 189.1 Niveles de Tensión – Configuración 2015 Situación actual ............................... 189.2 Niveles de Tensión – Configuración Sin proyecto 2017..................................... 209.3 Niveles de Tensión – Configuración Con Proyecto 2017, 2020, 2024, 2030 y2036. ....................................................................................................................... 219.4 Sobrecarga de Líneas de Transmisión ............................................................. 309.5 Sobrecarga de Transformadores de Potencia .................................................. 34
10. RESUMEN DE CORTO CIRCUITO ................................................................... 3810.1 Corto circuito – Año 2015 Situación Actual...................................................... 3810.2 Corto circuito – Año 2017 ................................................................................ 3810.3 Corto circuito – Año 2024 ................................................................................ 3910.4 Resumen de máximas corrientes de corto circuito .......................................... 40
11. EVALUACIÓN DE EQUIPAMIENTO EXISTENTE-TRANSFORMADORES DECORRIENTE .............................................................................................................. 40
11.1 Objetivos ......................................................................................................... 4011.2 Estándares de cálculo ..................................................................................... 4111.2.1 Transformadores de corriente para medición ............................................... 4111.2.2 Transformadores de corriente para protección ............................................. 4411.3 Cálculo de saturación del transformador de corriente...................................... 4511.4 Cálculo de TC’s del transformador de potencia de S.E. Convertidor ............... 47
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11.5 Cálculo de TC’s del transformador de potencia de S.E. Chilina ....................... 4911.6 Resumen de resultados de cálculo.................................................................. 52
12. CONCLUSIONES:............................................................................................. 5313. ANEXO 01 – Esquemas de simulaciones de Flujo de Carga ........................ 5414. ANEXO 02 – Esquemas de simulaciones de Corto circuito.......................... 54
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1. INTRODUCCIÓN
Mediante los Informes N° 0460-2012-GART, del mes de septiembre del 2012 y
No.0502-2014-GART, del mes de octubre de 2014; emitida por el Osinergmin, es
aprobado el Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013 – 2017,
estando dentro de estos proyectos la “Ampliación de capacidad de las
Subestaciones Convertidor 138/33 kV y Chilina 33/10 kV.
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. tiene el programado la “Ampliación de
capacidad de las Subestaciones Convertidor 138/33 kV y Chilina 33/10 kV” para
atender el incremento de la demanda en 33 kV y 10 kV del sistema eléctrico
Arequipa, en ambas subestaciones alivia la cargabilidad de los transformadores
existentes, cumpliendo con atender el suministro eléctrico de sus nuevos clientes,
además con las condiciones y obligaciones de los contratos de suministro suscritos
actuales, garantizando el suministro regular de energía eléctrica con la calidad,
confiabilidad y seguridad establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y
la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos (NTCSE).
Gráfico N° 1-1: Ubicación de las Subestaciones de Convertidor y Chilina
Ubicación delProyecto
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2. OBJETIVO Demostrar mediante el análisis en estado estacionario, que la Ampliación de
las subestaciones de Convertidor 138/33 kV y Chilina 33/10 kV no afecte las
instalaciones ni la seguridad de la operación del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional – SEIN.
Reforzar el Sistema Eléctrico de Arequipa para garantizar el suministro de
energía eléctrica debido al incremento de demanda proyectado para la zona
de influencia del estudio.
Conocer los valores de los perfiles de tensión, cargabilidad de las líneas de
transmisión y cargabilidad de los transformadores de potencia, cuando se
implemente el proyecto.
Determinar los valores de corrientes de falla trifásica, monofásica y bifásica a
tierra, así como realizar el análisis de las corrientes de interrupción de los
equipos a ser instalados y evaluar la capacidad de los transformadores de
corriente asociados al presente proyecto.
3. INFORMACIÓN UTILIZADA
Para el desarrollo del presente estudio se tomó como referencia la siguiente
información:
Base de datos del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SEIN publicado
en la página web del Comité de Operación Económica del Sistema COES en
formato Power Factory DigSilent (pfd) de nombre “BASE DATOS SEIN 2015
-2024” 1. Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022, Plan de transmisión 2015-
2024 y Plan de Transmisión 2017-2026; publicado en la página web del COES
en formato Power Factory DigSilent (pfd) de nombre “BASE DATOS PARA
LOS ANÁLISIS ELÉCTRICOS DEL QUINTO AÑO DEL HORIZONTE DEL
ESTUDIO”.
Proyección de demanda y programa de obras de generación y transmisión,
variables de centrales térmicas del SEIN, periodo 2014 - 2018 “Información
Referencia para Estudios”, proporcionado por el COES.
Plan referencial de electricidad 2008 – 2017. Ministerio de energía y minas –
Dirección general de electricidad.
Proceso de regulación de SST y SCT. Informe Nº 0271-2010-GART.
1 http://www.coes1.org.pe/
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OSINERGMIN2.
Proyección de la demanda 2014 – 2036, elaborada por Gigawatt S.A.C.
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.
Compendio de Centrales Hidráulicas y Térmicas Mayores, elaborado por la
gerencia de fiscalización eléctrica – OSINERGMIN.
3.1 Sistema Transmisión y Generación Actual
Para los análisis eléctricos se utiliza un modelo en formato DigSilent, el cual
contiene el modelo completo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
actualmente en operación proyectado hasta el año 2024 e implementado con la
base de datos DigSilent de la actualización del plan de transmisión hasta el 2026.
La Figura 3-1 muestra un mapa con el trazado de las líneas del Sistema de
Transmisión Troncal Nacional (STTN) y Sistema de Transmisión Troncal Regional
(STTR) que involucra a los proyectos, que actualmente se encuentran en
operación, en el que se señala la ubicación aproximada de la Ampliación de la
subestación Convertidor 138/33 kV y la subestación Chilina 33/10 kV. Las líneas
azules representan la red a 220 kV, las líneas verde clara la red a 138 kV, y las
líneas rojas la red a 66 kV. En el diagrama se identifican también los nodos con
inyección de generación y el tipo de recurso que emplean.
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3.3 Expansión de Transmisión
Se incluye el modelo de los proyectos de expansión del sistema de transmisión
mostrados en la Tabla 3.2, publicado en la página web del comité de operación
económica del sistema COES.
Tabla 3.2: Programa de Obras de Transmisión 2013 - 2018
3.4 Expansión de Generación
Se consideran los proyectos de generación mostrados en la Tabla 3.3, publicado
en la página web del comité de operación económica del sistema COES.
FECHA PROYECTO EMPRESA NOTAS
dic-2013 LT 500 kV Chilca - Marcona - Ocoña - Montalvo 840 MVA y SSEE Asociadas ATS (1)ene-2014 SE Puno: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 138/60/22.9 kV - 40/40/20 MVA REP (2)ene-2014 SE Los Industriales (Nueva) 220/60 kV -120 MVA LUZ DEL SUR (3)ene-2014 SE Piura Oeste: Instalación de un banco de capacitores de 20 MVAR en la barra de 60 kV REP (4)feb-2014 Repotenciación de la LT 220 kV Chiclayo Oeste - Piura Oeste de 152 MVA a 180 MVA REP (4)feb-2014 Nueva SE Pariñas 220 kV REP (4)feb-2014 Repotenciación de la LT 220 kV Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA REP (4)feb-2014 SE Trujillo Norte: Ampliación de la capacidad de transformación mediante la instalación de un transformador de 220/138/22.9 kV -100/100/20 MVA REP (4)mar-2014 SE Shahuindo 220 kV MINERA SULLIDEN (5)mar-2014 SE Nueva Jicamarca (SE Mirador) 220 kV -120 MVA EDELNOR (5)mar-2014 LT 220 kV Carabayllo - Nueva Jicamarca (doble circuito) EDELNOR (5)mar-2014 SE La Ramada 220 kV - 30 MVA YAMOBAMBA (6)may-2014 LT 220 kV Tintaya - Socabaya (doble circuito) 200 MVA y SSEE Asociadas TESUR (1)jun-2014 Nueva SE Reque 220 kV (antes llamada SE Chiclayo Sur) REP (4)jul-2014 LT 500 kV Trujillo - La Niña 1400 MVA e instalaciones complementarias CTM (3)dic-2014 LT 138 kV Socabaya - Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones SEAL (3)dic-2014 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea 220 kV San Juan - Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna) REP (3)ene-2015 SE Nueva Huaral 220/60/20 kV - 50/50/20 MVA CONENHUA (6)ene-2015 SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA REP (7)ene-2015 SE Pucallpa: Instalación de banco de Condensadores de 20 MVAr - 60 kV - (8)ene-2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV REP (3)ene-2015 LT 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) 500 MVA y SSEEAsodadas CTM (3)ene-2015 SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA - (9)ene-2015 SE Nueva Chincha, 220/60 - 75 MVA - (9)ene-2015 Ampliación de la capacidad de transformación en las SSEE Aguaytia 220/138/22.9 kV y Pucallpa 138/60/10 kV - (9)ene-2015 LT 138 k V Santiago de Cao - Malabrigo (41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 k V - (10)ene-2015 Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Eléctrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kV - (10)ene-2015 LT 220 kV Industriales - Corpac - (10)ene-2015 Nueva SE Corpac 220 kV - 2x50 MVA - (10)ene-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Aguaytia - Pucallpa - (8)abr-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP (3)abr-2015 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Linea 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L2243) de 152 MVA a 270 MVA por terna REP (3)abr-2015 LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) REP (3) jul-2015 SE Nueva Lurin 220 kV - (10)dic-2015 Nueva SE Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN PERU (5)ene-2016 LT 220 kV Moquegua - Los Héroes (2do circuito) y Ampliación de la SE Los Héroes - (9)ene-2016 Repotenciación de la LT 220 kV San Juan - Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A LUZ DEL SUR (7)ene-2016 SE Nueva Colonial 220/60/10 kV - 2x180 MVA EDELNOR (7)ene-2016 LT 220 kV Nueva Jicamarca - Colonial EDELNOR (7)ene-2016 SE Carapongo - 220 kV (primera etapa) - (8)ene-2016 Repotenciación de la LT 220 kV Huanza - Carabayllo - (8)ene-2016 LT 220 kV Azangaro - Juliaca - Puno y SSEE Asociadas - (8)may-2016 LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte (300 MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba (200 MVA) COBRA (1)ago-2016 SE Orcotuna 220/60 kV, 40 MVA y dos lineas de transmisión en 220 kV - (11)ago-2016 LT 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y SSEE Asociadas ABENGOA PERU (3)sep-2016 LT 220 kV La Planicie REP - Industriales - (11)nov-2016 LT 220 kV Friaspata - Mollepata y SE Mollepata 220/66 kV - 50 MVA - (11)ene-2017 LT 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo y SSEE Asociadas ISA (11)ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Paragsha - Vizcarra - (8)ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Pachachaca - Cailahuanca - (8)ene-2017 Repotenciación de la LT 220 kV Pomacocha - San Juan - (8)jul-2017 LT 220 kV Nicolás Ayllón - Drv. Nicolás Ayllón - (10)jul-2017 Nueva SE Nicolás Ayllón 220 kV - (10)oct-2018 LT 220 kV Moyobamba - Iquitos y SSEE Asociadas - (11)
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Tabla 3.3: Programa de Obras de Generación 2014 - 2018
3.5 Información del Proyecto
El proyecto consiste en el análisis eléctrico de las subestaciones Convertidor y
Chilina con la conexión de los nuevos proyectos, de acuerdo con la base de datos
en formato DigSilent del COES y las consideraciones recomendadas por SEAL,
se consideran los siguientes proyectos:
Según el Plan de Inversiones 2013-2017
- Subestación Parque Industrial, con un transformador de potencia de 75 MVA
ONAF, en niveles de tensión 138/33 kV.
- Subestación Jesus, con un transformador de potencia de 75 MVA ONAF, en
niveles de tensión 138/33 kV.
- Ampliación de la subestación Jesús, con un transformador de potencia de
25 MVA ONAF, en niveles de tensión 33/10 kV.
- Ampliación de la subestación Cono norte, con un transformador de potencia
de 25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV.
FECHA PROYECTO TECNOLOGÍA EMPRESA MW NOTASjul-2014 Central Eólica Talara Eólica ENERGÍA EÓLICA 30.00 (1)jul-2014 Central Eólica Cupisnique Eólica ENERGÍA EÓLICA 80.00 (1)
ago-2014 CH Santa Teresa - G1 Hidroeléctrica LUZ DEL SUR 49.06 (2)nov-2014 CT Fenix - TG11 Ciclo Combinado FENIX POWER PERÚ 268.00 (3)nov-2014 Central Biomasa La gringa V Biomasa CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2.00 (4)ene-2015 CH Runatullo III Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNÍN 20.00 (4)ene-2015 CH Machupicchu II Hidroeléctrica EGEMSA 99.86 (4)ene-2015 Central Solar Moquegua FV Solar SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16.00 (4)ene-2015 CH Canchayllo Hidroeléctrica ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 5.20 (4)mar-2015 Reserva Fría - Planta Puerto Maldonado Dual Diesel B5/Gas Natural INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 18.00 (4)mar-2015 Reserva Fría - Planta Pucallpa Dual Diesel B5/Gas Natural INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 40.00 (4)abr-2015 CH Runatullo II Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNÍN 19.00 (4)abr-2015 CH Santa Teresa - G2 Hidroeléctrica LUZ DEL SUR 49.06 (2)abr-2015 CH Quitaracsa Hidroeléctrica ENERSUR 111.80 (5)jun-2015 Reserva Fría - Planta de Eten Dual Diesel B5/Gas Natural PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN 219.00 (4)ago-2015 CH Tingo Hidroeléctrica COMPAÑÍA HIDROELÉCTRICA TINGO 8.80 (6)ene-2016 Parque Eólico Tres Hermanas Eólica CONSORCIO TRES HERMANAS 97.15 (4)ene-2016 CH 8 de Agosto Hidroeléctrica GENERACIÓN ANDINA 19.00 (4)ene-2016 CH El Carmen Hidroeléctrica GENERACIÓN ANDINA 8.40 (4)ene-2016 CH Cheves I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES - SN POWER 168.00 (5)ene-2016 CH Chancay Hidroeléctrica SINERSA 19.20 (4)may-2016 CT Mollendo - Nodo Energético de Sur Dual Diesel B5/Gas Natural SAMAY 1 500.00 (4)jul-2016 CH Manta Hidroeléctrica PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 19.78 (4)jul-2016 CH Cerro del Águila Hidroeléctrica CERRO DEL AGUILA 525.00 (4)
ago-2016 CH RenovAndes H1 Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN SANTA ANA 19.99 (4)ago-2016 CH Chaglla Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN DE HUALLAGA 456.00 (4)nov-2016 CH Huatziroki I Hidroeléctrica ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11.08 (5)nov-2016 CH Carpapata III Hidroeléctrica UNIÓN ANDINA DE CEMENTOS 12.80 (7)dic-2016 CH La Virgen Hidroeléctrica PERUANA DE ENERGÍA 64.00 (8)ene-2017 CH Marañon Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA DE MARAÑÓN 88.00 (4)ene-2017 CH Zaña 1 Hidroeléctrica ELECTRO ZAÑA 13.20 (4)ene-2017 CH Colca Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12.05 (9)ene-2017 CH Yarucaya Hidroeléctrica HUAURA POWER GROUP 16.50 (9)ene-2017 CH Santa Lorenza I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DANTA LORENZA 18.70 (9)ene-2017 CH Carhuac Hidroeléctrica ANDEAN POWER 15.80 (9)ene-2017 CH Potrero Hidroeléctrica EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 19.90 (9)ene-2017 CH Hydrika 1-5 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 38.60 (9)ene-2017 CH Karpa Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA KARPA 19.00 (9)ene-2017 CH Laguna Azul Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA LAGUNA AZUL 20.00 (9)mar-2017 CH Cola 1 Hidroeléctrica HIDROELÉCTRICA COLA 10.40 (10)mar-2017 CT Ilo - Nodo Energético del Sur Dual Diesel B5/Gas Natural ENERSUR 500.00 (4)abr-2017 CT Santo Domingo de los Olleros - TV Ciclo Combinado TERMOCHILCA 86.00 (11)ene-2018 CH Pucará Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUSCO 149.80 (4)ene-2018 CH Angel III Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 19.95 (4)ene-2018 CH Angel I Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 19.95 (4)ene-2018 CH Angel II Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 19.95 (4)ene-2018 CH Tulumayo IV Hidroeléctrica EGEJUNIN TULUMAYO IV 40.00 (12)ene-2018 CH Tulumayo V Hidroeléctrica EGEJUNIN TULUMAYO V 65.00 (12)ene-2018 CH Macon Hidroeléctrica EGEJUNIN MACON 10.00 (13)ene-2018 CH Langui II Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI 2.90 (13)ene-2018 CH Huasicancha Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 6.25 (13)ene-2018 Chilcay Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12.01 (13)ene-2018 Pallca Hidroeléctrica ANDEAN POWER 10.10 (13)ene-2018 Muchcapata Hidroeléctrica NUEVA ESPERANZA ENERGY 8.10 (13)ene-2018 CH Nueva Esperanza Hidroeléctrica NUEVA ESPERANZA ENERGY 9.34 (13)jul-2018 Central Solar Fotovoltaica La Joya Solar ENEL GREEN POWER PERU 18.00 (13)jul-2018 Central Solar Fotovoltaica Pampa de Siguas Solar ENEL GREEN POWER PERU 19.00 (13)jul-2018 CH Las Cruces Hidroeléctrica GENERAL COMMERCE 14.60 (14)
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AMPLIACIÓN DE LAS S.E.T. CONVERTIDOR-CHILINA 138/33KV Y 33/10KV,ALTO SELVA ALEGRE - AREQUIPA
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- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Chilina – Challapampa.
- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Challapampa – Cono Norte.
- Nueva línea de transmisión 33 kV Charcani VI – Cono Norte.
- Ampliación de la subestación Real Plaza, con un transformador de potencia
de 15 MVA ONAF, en niveles de tensión 33/10 kV.
- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Challapampa – Real Plaza.
- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Porongoche – Lambramani.
- Nueva Central Hidroeléctrica Charcani VII.
Proyectos considerados en simulaciones – Proyección 2036
- Ampliación de la subestación Challapampa, con un transformador de
potencia de 25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2018.
- Ampliación de la subestación Real Plaza, con un transformador de potencia
de 15 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2020.
- Ampliación de la subestación Parque Industrial, con un transformador de
potencia de 25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2021.
- Ampliación de la subestación San Lázaro, con un transformador de potencia
de 25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2021.
- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Jesús – Porongoche – Año
2025.
- Banco de Capacitores Cono Norte 10 kV, 9 MVAr – Año 2029.
- Banco de Capacitores Chilina 33 kV, 10 MVAr – Año 2032.
- Banco de Capacitores Yura 30 kV, 12 MVAr – Año 2032.
- Ampliación de la subestación Parque Industrial, con un transformador de
potencia de 25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2033.
- Ampliación de la subestación Parque Industrial, con un transformador de
potencia de 80 MVA, en niveles de tensión 138/33 kV – Año 2033.
- Ampliación de la subestación Jesús, con un transformador de potencia de
75 MVA, en niveles de tensión 138/33 kV – Año 2033.
- Ampliación de la subestación Jesús, con un transformador de potencia de
25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2033.
- Ampliación de la subestación Chilina, con un transformador de potencia de
25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2035.
- Ampliación de la subestación Porongoche, con un transformador de
potencia de 25 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2035.
- Nueva línea de transmisión 138 kV Santuario – Convertidor– Año 2035.
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AMPLIACIÓN DE LAS S.E.T. CONVERTIDOR-CHILINA 138/33KV Y 33/10KV,ALTO SELVA ALEGRE - AREQUIPA
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3.6 Demanda Prevista
En la tabla 3.4 y 3.5 se muestran la evaluación de máxima y mínima demanda
considerada para el proyecto en las subestaciones comprendidas en la zona de
influencia del proyecto.
Tabla 3.4: Incremento de carga a mediano, corto y largo plazo Años 2014-2024
SistemaEléctrico
Centro de Transfor.(SET) Actual 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE (MW)
MÁXIMA DEMANDA POTENCIA (MW)
MÍNIMA DEMANDA POTENCIA (MW)
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Tabla 3.5: Incremento de carga a mediano, corto y largo plazo Años 2025-2036
La proyección de demanda se encuentra en función al estudio de mercadorealizado para el Sistema Eléctrico de Arequipa por parte de la empresa GigawattS.A.C. y a la información proporcionada por la empresa Sociedad Eléctrica del SurOeste S.A.
4. SOFTWARE UTILIZADO
El software utilizado para analizar el estado estacionario y cortocircuito es el
DigSilent Power Factory 14.0.524.
5. ALCANCES DEL ESTUDIO
• La ampliación de la subestación de Convertidor que comprende:
transformador de potencia 75 MVA ONAF, 138/35.5 kV, YNd11 y
alimentadores en 33 kV.
• La ampliación de la subestación de Chilina que comprende: transformador de
potencia 25 MVA ONAF, 33.5/10.4 kV, YNd11 y alimentadores en 10.4 kV.
• Realizar el análisis del comportamiento en estado estacionario del área de
influencia del proyecto, tanto en condiciones actuales de operación para el
año 2015 (sin proyecto) y condiciones proyectadas para los años 2017-2036
SistemaEléctrico
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PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA COINCIDENTE (MW)
MÁXIMA DEMANDA POTENCIA (MW)
MÍNIMA DEMANDA POTENCIA (MW)
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(con proyecto), considerando los escenarios hidrológicos de avenida y estiaje
en condiciones de máxima demanda, y mínima demanda respectivamente.
• Realizar el análisis del comportamiento en estado estacionario del área de
influencia del proyecto, en condiciones normales de operación, para los años
2015 al 2036, considerando los principales proyectos de generación,
transmisión y demanda a ejecutarse en el SEIN en dicho horizonte de análisis.
• Determinar los niveles de corriente de cortocircuito en las instalaciones del
proyecto y en las subestaciones existentes en la zona de influencia del
proyecto para el año 2015 y con una visión más amplia proyectada al año
2036, considerando los principales proyectos de generación y transmisión a
ejecutarse en el SEIN en dicho horizonte de análisis.
Gráfico N° 5-1: Zona de Influencia del Proyecto
6. CONSIDERACIONES PARA ANÁLISIS
La base de datos tomadas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) publicado en la página web del Comité de Operación Económica del
Sistema (COES) en formato DigSilent Power Factory (*.pfd).
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Los parámetros eléctricos de las líneas de transmisión, transformadores de
potencia, de las instalaciones aledañas al proyecto de expansión del SEIN,
fueron tomados de la base datos archivo *.pfd del COES.
Los despachos de las centrales hidroeléctricas proyectadas en el horizonte
de análisis en las zonas norte, centro y sur del SEIN, se asumieron iguales en
proporción al despacho de las centrales hidroeléctricas existentes en dichas
zonas, para cada escenario hidrológico y condición de demanda establecida.
Las cargas previstas a ser alimentadas desde las subestaciones Convertidor
y Chilina, se consideran consumos de potencia activa y reactiva según la
proyección de la demanda que figura en las tabas Nº 3.4 y N° 3.5.
Se realizaron las actualizaciones de datos de transformadores y líneas de
transmisión, según la información obtenida en visita de campo e información
proporcionada por la empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.
7. CRITERIOS TÉCNICOS
Para establecer estos criterios técnicos se ha tomado como referencia el
Procedimiento N° 20 – COES “Ingreso, Modificación y Retiro de instalaciones del
SEIN” y tomado en cuenta los requisitos de aprobación de la OPI-FONAFE CME 23
– “Contenidos Mínimos Específicos para Estudios de Preinversión a Nivel de Perfil
de Proyectos de Inversión Pública en Sistemas de Transmisión de Energía
Eléctrica”
7.1 Criterios para Estado Estacionario
Niveles de tensión admisible en barra:Operación normal : ±5%Vn (Vn: Tensión Nominal)
Sobrecargas en línea de transmisión y transformadores de potencia:Operación normal : 100%Sn (Sn: Potencia Nominal)
8. METODOLOGIA
El presente estudio se desarrolla a través de los siguientes análisis técnicos y
económicos:
Análisis de estado estacionario en condiciones normales de operación.
Con el cual se busca verificar el perfil de tensiones de barra, la cargabilidad de
equipos, las pérdidas técnicas, es decir, el desempeño del sistema con toda la
red disponible en cada uno de los escenarios operativos modelados,
permitiendo identificar tensiones fuera de rango y sobrecargas. También
permite identificar el impacto del proyecto en el área de influencia.
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Cálculo de niveles de cortocircuito.
Permite conocer la incidencia que el nuevo proyecto puede tener en los niveles
de cortocircuito de los equipos existentes de las subestaciones aledañas al
proyecto.
8.1 Análisis de Estado Estacionario
El estudio se inicia con un análisis de la operación del sistema en condiciones
normales de operación, para los períodos de demanda máxima y mínima
demanda esperadas en el SEIN para los años 2017al 2036 según lo establecido
en el Anexo CME 23 para la OPI-FONAFE.
A partir de flujos de carga que reflejan las condiciones operativas extremas que
pueden tener lugar en el sistema, se busca:
Identificar problemas en la red tales como sobrecarga de líneas de
transmisión, sobrecargas en transformadores, bajos o altos perfiles de
tensión en el sistema eléctrico de la zona de influencia del proyecto de la
Ampliación de las subestaciones de Convertidor y Chilina.
Registrar las pérdidas técnicas de potencia bajo cada condición operativa.
8.2 Cálculo de Cortocircuito
Los cálculos de corrientes de cortocircuito se realizan basados en la norma
IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas
trifásicos AC”, en la cual se hace alusión, entre otras, al cálculo de corriente decortocircuito máxima. Para el cálculo de esta corriente se considera que la
tensión en el punto de falla en el momento en que ocurre la falla es de 1.10 p.u.
Este cálculo sirve de referencia para determinar la capacidad requerida de los
equipos eléctricos.
En este método se desprecian las impedancias de carga y la corriente prefalla, en
los generadores y motores se asume igual a cero; asimismo se omiten las
admitancias shunts (efecto capacitivo de líneas y cables) de la red de secuencia
positiva pero estas admitancias shunt si se consideran para la red de secuencia
cero. Asimismo sólo se consideran las impedancias subtransitorias de los
generadores y motores, no se utilizan las impedancias transitorias.
Los resultados de los Cálculos de Cortocircuito se presentan en diagramas
unifilares similares a los empleados para presentar los flujos de carga del Análisis
de Estado Estacionario, y contienen, para cada tipo de falla, el valor de la
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corriente simétrica inicial de cortocircuito (IK"), la cual es el valor rms de la
componente simétrica de la corriente de cortocircuito esperada y que aparece en
el instante de la falla, si la impedancia permanece en el valor que tiene en el tiempo
cero. También se presenta la potencia aparente inicial simétrica (SK") que
corresponde a la siguiente expresión:
Adicional a los diagramas unifilares, estos resultados también se presentan en
forma tabular indicándose el aporte de cada elemento conectado al punto de falla
y las impedancias para las redes de secuencia vistas desde el punto de cálculo.
El cálculo de niveles de cortocircuito máximos se realiza para fallas trifásicas,
bifásicas a tierra y fallas monofásicas, para los años 2015 al 2036.
9. RESUMEN ESTADO ESTACIONARIO
Para la configuración existente y proyectada se ha simulado los siguientes casos
para los años 2015 situación sin proyecto y 2017-2036 para situación con proyecto.
- Caso 01: Periodo de Avenida Máxima Demanda.
- Caso 02: Periodo de Avenida Mínima Demanda.
- Caso 03: Periodo de Estiaje Máxima Demanda.
- Caso 04: Periodo de Estiaje Mínima Demanda.
9.1 Niveles de Tensión – Configuración 2015 Situación actualSe ha simulado flujo de carga para la situación actual, para los casos descritos en
el punto precedente.
Respecto a los perfiles de tensión en 138 kV, 33 kV y 10 kV; en el cuadro
siguiente se presenta el resumen de los niveles de tensión, para la
situación sin proyecto.
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Tabla 9.1: Niveles de Tensión - Configuración 2015 Situación Actual
Del cuadro anterior se puede concluir que los perfiles de tensión en el sistema en
138kV, 33kV y 10kV se encuentran dentro de los límites permisibles por la norma.
Gráfico 9-1: Tensiones de barra 138 kV (p.u.)-Configuración Situación Actual 2015