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.

CONVERTIDOR - CHILINA 138/33 KV Y 33/10 KV, ALTO SELVAALEGRE, AREQUIPA.

GigawattIngenieros ESTUDIO BÁSICO DE INGENIERÍA

Nombre Fecha

ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICOPreparó: GIGAWATT 24.06.15

Revisó: SEAL

Aprobó:

Código :

GW-SEAL-003-2015

Documento N°:

EBI-003_ASE

Revisión: 1

Páginas: 054

Nombre del documento : Informe Análisis del Sistema Eléctrico


AMPLIACIÓN DE LAS S.E.T. CONVERTIDOR-CHILINA 138/33KV Y 33/10KV,ALTO SELVA ALEGRE - AREQUIPA

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ÍNDICE1. INTRODUCCIÓN................................................................................................. 52. OBJETIVO .......................................................................................................... 63. INFORMACIÓN UTILIZADA ............................................................................... 6

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.

2 www2.osinerg.gob.pe

http://www.coes1.org.pe/



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Gráfico 3-1: Mapa geográfico del sistema eléctrico peruano

Subestaciones de Convertidor yChilina



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3.2 DemandaLa demanda de los grandes proyectos considerados se muestra en la tabla 3.1,

corresponden a aquellos proyectos en ejecución, a ampliaciones de las más

importantes empresas mineras e industriales y a aquellos proyectos mineros en

fase de exploración y cuyas entradas en operación están previstas en el horizonte

de análisis. En el siguiente cuadro resumen se presenta una relación de los

principales proyectos de demanda a considerar en el horizonte de análisis, los

cuales fueron proporcionados por el Ministerio de Energía y Minas:

La proyección de demanda empleada para el año evaluados fue realizada en base

en la información de Proyección de Demanda del SEIN, periodo 2015 – 2024

publicado en la página web del comité de operación económica del sistema COES.

Tabla 3.1: Proyección de Demanda de Principales Proyectos

MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWHAmpliación Concentradora Cuajone 17 140 17 140 46 385 46 385Ampliación Concentradora Toquepala 8 66 72 599 72 599 72 599Ampliación Cerro Verde 149 1 160 406 2 838 406 2 838 406 2 838Ampliación Quimpac (Oquendo) 25 142 25 183 25 183 25 183 25 183El Brocal (Colquijirca) 20 145 27 198 27 198 27 198 27 198Ampliación Shougang Hierro Perú 28 241 70 514Ampliación Antamina 53 19 199 34 311 34 314 34 314 79 646Ampliación de Aceros Arequipa 5 67 6 130 11 174 11 182 16 342 21 366Ampliación Cerro Lindo 3 20 3 20 3 20 3 20 3 20 3 20Ampliación Bayovar 12 67 15 134 15 150 16 162Ampliación Cemento Pacasmayo 25 173 25 25 173 25 173Ampliación UNACEM - Cementos Lima 10 5 15 111 15 117 16 16 121 16 124Toromocho 125 140 154 1 180 160 1 191 216 1 611 216 1 611 216 1 611Pachapaqui 8 63 12 95 16 138Ampliación Antapacay 81 574 82 82 658 82 658 82 658 82 658Las Bambas 3 21 42 337 150 1 212 150 1 209Coroccohuayco 65 524Constancia 62 238 87 716 87 716 87 716 87 716Bongará - Cajamarquilla 2 5 8 35Quellaveco - Angloamerican 2 22Mina Chapi 7 55 26 205Chucapaca 10 58 62 360Pukaqaqa 10 58 40 315Pampa de Pongo 40 346 60 518La Granja 30 233Shahuindo 8 59 8 59 8 59Haquira 12 105 24 210 24 263Creditex 14 107 14 107 14 107Mina Justa 5 35 5 35 15 105Corani 21 162 41 323 41 323Salmueras de Sechura 13 88 25 175 25 175 25 175La Arena 2 14 3 22 65 541 65 541 65 541El Porvenir 5 31 24 144 24 144 24Mina Alpamarca 6 37 15 105 15 105 15Cementos Piura 25 175 25 175 25 175 25 175Nueva Planta de Oxidos Volcán 16 118 16 118 16 118 16 118 16 118Ampliación Siderperú 33 318Ollachea (Kuri Kullu) 4 8 7 58 10 80 11 95 12 96Salmueras Sudamericanas 30 223 30 223Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) 17 119 34 238 34 238 34 238Ampliación UNACEM - Condorcocha 3 24 7 25 11 72 28 149 39 265 40 271Total de Proyectos - Zona Norte - 2 14 77 525 162 1 259 194 1 502 264 2 095Total de Proyectos - Zona Centro 165 309 264 2 071 313 2 451 441 3 354 499 3 957 637 4 965Total de Provectos - Zona Sur 81 574 148 904 369 2 938 781 5 873 1 011 7 734 1 168 8 956TOTAL PROYECTOS 246 883 414 2 989 759 5 915 1 385 10 486 1 704 13 193 2 069 16 016

658

144 105

2015 2016 2017 2018

19

173 125

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA2013 2014



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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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- 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.


de 15 MVA, en niveles de tensión 33/10 kV – Año 2020.

- Ampliación de la subestación Parque Industrial, con un transformador de


- Ampliación de la subestación San Lázaro, con un transformador de potencia


- 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.






75 MVA, en niveles de tensión 138/33 kV – Año 2033.



- Ampliación de la subestación Chilina, con un transformador de potencia de


- Ampliación de la subestación Porongoche, con un transformador de


- Nueva línea de transmisión 138 kV Santuario – Convertidor– Año 2035.



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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

AREQUIPA ACEROS AREQUIPA 1.12 1.14 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17AREQUIPA CERVESUR 1.74 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49AREQUIPA CHALLAPAMPA 17.73 18.35 21.25 22.36 23.48 24.60 25.64 26.65 27.58 28.34 29.10AREQUIPA CHILINA 17.14 17.94 18.81 19.68 20.58 21.54 22.55 23.60 24.71 25.86 27.07AREQUIPA CONO NORTE 7.05 7.61 8.55 9.29 10.04 10.81 11.59 12.38 13.19 14.01 14.84AREQUIPA JESUS 16.82 17.64 18.53 19.38 20.26 21.18 22.14 23.14 24.18 25.26 26.39AREQUIPA LAMBRAMANI 3.22 3.41 3.61 3.82 4.02 4.23 4.44 4.66 4.87 5.09 5.32AREQUIPA MOLY (falta) 2.83 3.55 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24AREQUIPA PORONGOCHE 10.16 9.41 11.48 11.84 12.20 12.56 12.93 13.30 13.68 14.06 14.44AREQUIPA PARQUE INDUSTRIAL 34.06 35.09 36.87 38.12 39.43 40.80 42.23 43.73 45.29 46.92 48.61AREQUIPA REAL PLAZA 6.64 7.13 8.96 9.64 10.33 11.03 11.74 12.46 12.76 13.07 13.40AREQUIPA SAN LAZARO 16.80 17.43 18.16 18.75 19.35 19.96 20.59 21.24 21.91 22.59 23.28AREQUIPA SOCABAYA 15.40 16.35 17.37 18.41 19.50 20.64 21.85 23.11 24.43 25.81 27.26AREQUIPA ALTO CAYMA 6.85 7.26 7.68 8.09 8.51 8.94 9.38 9.83 10.29 10.76 11.23

AREQUIPA ACEROS AREQUIPA 0.17 0.17 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18AREQUIPA CERVESUR 0.96 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37AREQUIPA CHALLAPAMPA 7.63 7.89 9.14 9.62 10.10 10.58 11.02 11.46 11.86 12.18 12.51AREQUIPA CHILINA 6.85 7.18 7.53 7.87 8.23 8.62 9.02 9.44 9.88 10.34 10.83AREQUIPA CONO NORTE 3.53 3.81 4.28 4.64 5.02 5.40 5.79 6.19 6.59 7.00 7.42AREQUIPA JESUS 6.22 6.53 6.86 7.17 7.50 7.84 8.19 8.56 8.95 9.35 9.76AREQUIPA LAMBRAMANI 1.00 1.06 1.12 1.18 1.25 1.31 1.38 1.44 1.51 1.58 1.65AREQUIPA MOLY 0.08 0.11 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13AREQUIPA PORONGOCHE 3.25 3.01 3.67 3.79 3.90 4.02 4.14 4.26 4.38 4.50 4.62AREQUIPA PARQUE INDUSTRIAL 16.69 17.19 18.06 18.68 19.32 19.99 20.69 21.43 22.19 22.99 23.82AREQUIPA REAL PLAZA 2.12 2.28 2.87 3.09 3.31 3.53 3.76 3.99 4.08 4.18 4.29AREQUIPA SAN LAZARO 4.87 5.06 5.27 5.44 5.61 5.79 5.97 6.16 6.35 6.55 6.75AREQUIPA SOCABAYA 6.16 6.54 6.95 7.36 7.80 8.26 8.74 9.24 9.77 10.32 10.90AREQUIPA ALTO CAYMA 2.54 2.68 2.84 2.99 3.15 3.31 3.47 3.64 3.81 3.98 4.16

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

Centro de Transfor.(SET) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036

AREQUIPA ACEROS AREQUIPA 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17AREQUIPA CERVESUR 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49 2.49AREQUIPA CHALLAPAMPA 29.87 30.66 31.45 32.25 33.07 33.90 34.74 35.59 36.45 37.32 38.21 39.11AREQUIPA CHILINA 28.34 29.65 31.03 32.47 33.96 35.52 37.14 38.83 40.58 42.41 44.31 46.28AREQUIPA CONO NORTE 15.49 16.16 16.83 17.52 18.22 18.94 19.67 20.42 21.17 21.95 22.73 23.53AREQUIPA JESUS 27.57 28.79 30.06 31.38 32.75 34.17 35.65 37.19 38.78 40.44 42.15 43.94AREQUIPA LAMBRAMANI 5.55 5.78 6.01 6.25 6.49 6.74 6.99 7.24 7.49 7.75 8.02 8.29AREQUIPA MOLY (falta) 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24 4.24AREQUIPA PORONGOCHE 14.83 15.22 15.62 16.02 16.43 16.84 17.26 17.68 18.11 18.54 18.98 19.43AREQUIPA PARQUE INDUSTRIAL 50.36 52.19 54.08 56.04 58.08 60.19 62.37 64.63 66.97 69.39 71.89 74.48AREQUIPA REAL PLAZA 13.73 14.07 14.42 14.78 15.15 15.54 15.93 16.33 16.74 17.17 17.60 18.05AREQUIPA SAN LAZARO 24.00 24.73 25.48 26.24 27.02 27.82 28.64 29.47 30.32 31.19 32.08 32.99AREQUIPA SOCABAYA 28.78 30.36 32.02 33.74 35.55 37.43 39.40 41.45 43.59 45.81 48.13 50.55AREQUIPA ALTO CAYMA 11.72 12.22 12.72 13.24 13.77 14.30 14.85 15.41 15.98 16.56 17.15 17.75

AREQUIPA ACEROS AREQUIPA 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18AREQUIPA CERVESUR 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37 1.37AREQUIPA CHALLAPAMPA 12.84 13.18 13.52 13.87 14.22 14.58 14.94 15.30 15.67 16.05 16.43 16.82AREQUIPA CHILINA 11.33 11.86 12.41 12.99 13.58 14.21 14.86 15.53 16.23 16.96 17.72 18.51AREQUIPA CONO NORTE 7.75 8.08 8.42 8.76 9.11 9.47 9.84 10.21 10.59 10.97 11.37 11.77AREQUIPA JESUS 10.20 10.65 11.12 11.61 12.12 12.64 13.19 13.76 14.35 14.96 15.60 16.26AREQUIPA LAMBRAMANI 1.72 1.79 1.86 1.94 2.01 2.09 2.17 2.24 2.32 2.40 2.49 2.57AREQUIPA MOLY 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13AREQUIPA PORONGOCHE 4.74 4.87 5.00 5.13 5.26 5.39 5.52 5.66 5.79 5.93 6.07 6.22AREQUIPA PARQUE INDUSTRIAL 24.68 25.57 26.50 27.46 28.46 29.49 30.56 31.67 32.81 34.00 35.23 36.49AREQUIPA REAL PLAZA 4.39 4.50 4.61 4.73 4.85 4.97 5.10 5.23 5.36 5.49 5.63 5.78AREQUIPA SAN LAZARO 6.96 7.17 7.39 7.61 7.84 8.07 8.30 8.55 8.79 9.05 9.30 9.57AREQUIPA SOCABAYA 11.51 12.14 12.81 13.50 14.22 14.97 15.76 16.58 17.43 18.33 19.25 20.22AREQUIPA ALTO CAYMA 4.34 4.52 4.71 4.90 5.09 5.29 5.49 5.70 5.91 6.13 6.34 6.57

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

p.u. kV p.u. kV p.u. kV p.u. kVSANT138 138.00 0.98 135 1.01 140 0.98 135 1.01 140SOCA138 138.00 1.00 138 1.02 140 1.00 138 1.02 140CONV138 138.00 0.95 131 1.01 139 0.95 131 1.01 139SOCA33 33.00 1.02 34 1.03 34 1.02 34 1.04 34CONV33 33.00 0.99 33 1.01 33 0.99 33 1.01 33PQIB33 33.00 0.96 32 1.00 33 0.96 32 1.00 33CHIL33 33.00 0.99 33 1.01 33 0.99 33 1.01 33JESUS33 33.00 0.97 32 1.01 33 0.97 32 1.02 33CHALL33 33.00 0.96 32 1.00 33 0.96 32 1.00 33Cono_Norte_33 33.00 0.94 31 0.99 33 0.94 31 0.99 33LAMB33 33.00 0.95 31 1.00 33 0.95 31 1.01 33LAZA33 33.00 0.98 32 1.01 33 0.98 32 1.01 33PORO33 33.00 0.95 31 1.00 33 0.95 31 1.01 33RPLA33 33.00 0.96 32 1.00 33 0.96 32 1.00 33MOLY33 33.00 0.96 32 1.00 33 0.96 32 1.00 33CERVE33 33.00 0.96 32 1.00 33 0.96 32 1.00 33ACERS33 33.00 0.96 32 1.00 33 0.96 32 1.00 33CHIL10 10.00 1.01 11 1.03 11 1.01 11 1.00 10CONO_NORTE_10 10.00 0.98 10 1.01 11 0.94 10 1.01 11

FLUJO DE POTENCIA AÑO 2015-SIN PROYECTO

Código DigSilent Vnom(kV)AVENIDA ESTIAJE

MÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA



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Gráfico 9-2: Tensiones de barra 10 kV y 33 kV (p.u.)-Configuración Situación Actual 2015

Los esquemas de las simulaciones se presentan en el Anexo 01.

9.2 Niveles de Tensión – Configuración Sin proyecto 2017Se ha simulado flujo de carga para la situación sin proyecto, 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.

Tabla 9.2: Niveles de Tensión - Configuración Sin Proyecto 2017

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.

p.u. kV p.u. kV p.u. kV p.u. kVSANT138 138.00 1.01 140 1.04 143 1.01 140 1.04 143SOCA138 138.00 1.01 139 1.03 142 1.01 139 1.03 142CONV138 138.00 0.99 137 1.03 142 0.99 137 1.03 142PINDU138C 138.00 1.00 138 1.03 142 1.00 138 1.03 142JESUS138 138.00 1.01 139 1.03 143 1.01 139 1.03 143SOCA33 33.00 1.04 34 1.04 34 1.04 34 1.04 34CONV33 33.00 1.00 33 1.01 33 1.00 33 1.01 33PQIB33 33.00 1.00 33 1.00 33 1.00 33 1.00 33CHIL33 33.00 1.00 33 1.01 33 1.00 33 1.01 33JESUS33 33.00 1.01 33 1.00 33 1.01 33 1.00 33CHALL33 33.00 0.99 33 1.00 33 0.99 33 1.00 33Cono_Norte_33 33.00 0.98 32 1.00 33 0.98 32 1.00 33LAMB33 33.00 0.98 32 0.99 33 0.98 32 0.99 33LAZA33 33.00 0.99 33 1.01 33 0.99 33 1.01 33PORO33 33.00 0.98 32 0.99 33 0.98 32 0.99 33RPLA33 33.00 0.99 33 1.00 33 0.98 32 1.00 33MOLY33 33.00 1.00 33 0.99 33 1.00 33 1.00 33CERVE33 33.00 1.00 33 1.00 33 1.00 33 1.00 33ACERS33 33.00 1.00 33 1.00 33 1.00 33 1.00 33CHIL10 10.00 1.01 10 1.03 11 1.01 10 1.03 11CONO_NORTE_10 10.00 0.99 10 0.99 10 1.00 10 0.99 10

FLUJO DE POTENCIA AÑO 2017-SIN PROYECTO

Código DigSilent Vnom(kV)AVENIDA ESTIAJE

MÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA



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Gráfico 9-3: Tensiones de barra 138 kV (p.u.)-Configuración Sin Proyecto 2017

Gráfico 9-4: Tensiones de barra 10 kV y 33 kV (p.u.)-Configuración Sin proyecto 2017


9.3 Niveles de Tensión – Configuración Con Proyecto 2017, 2020, 2024, 2030y 2036.

Según las consideraciones del Anexo CME 23 se considera la evaluación del

sistema eléctrico con una proyección de 20 años, por lo que consideramos el

análisis para los años 2017, 2020, 2024, 2030 y 2036.

Respecto a los perfiles de tensión en 138kV, 33 kV y 10kV; en el cuadro

siguiente se presenta el resumen de los niveles de tensión, para la situación

con proyecto para los años mencionados líneas arriba.



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Se consideran todos los proyectos mencionados en el ítem 3.5, según el

plan de inversiones del 2013-2017.

Tabla 9.3: Niveles de Tensión - Configuración con Proyecto 2017

Gráfico 9-5: Tensiones de barra 138 kV (p.u.)-Configuración Con Proyecto 2017

p.u. kV p.u. kV p.u. kV p.u. kV

SANT138 138.00 1.01 140 1.03 143 1.01 140 1.03 143SOCA138 138.00 1.01 139 1.03 142 1.01 139 1.03 142CONV138 138.00 0.98 136 1.02 141 0.99 136 1.02 141PINDU138C 138.00 1.00 138 1.03 143 1.00 138 1.03 143JESUS138 138.00 1.01 139 1.03 143 1.01 139 1.03 143SOCA33 33.00 1.04 34 1.04 34 1.04 34 1.04 34CONV33 33.00 1.02 34 1.01 33 1.01 33 1.01 33CONV33B 33.00 1.02 34 1.01 33 1.01 33 1.01 33PQIB33 33.00 1.00 33 0.99 33 1.00 33 0.99 33CHIL33 33.00 1.02 34 1.01 33 1.01 33 1.01 33JESUS33 33.00 1.01 33 1.00 33 1.00 33 0.99 33CHALL33 33.00 1.00 33 1.00 33 1.00 33 1.00 33Cono_Norte_33 33.00 1.00 33 1.00 33 0.99 33 1.00 33LAMB33 33.00 0.98 32 0.99 33 0.98 32 0.98 32LAZA33 33.00 1.01 33 1.01 33 1.00 33 1.01 33PORO33 33.00 0.99 33 0.99 33 0.98 32 0.98 32RPLA33 33.00 1.00 33 1.00 33 0.99 33 1.00 33MOLY33 33.00 1.00 33 0.99 33 1.00 33 0.99 33CERVE33 33.00 1.00 33 0.99 33 1.00 33 0.99 33ACERS33 33.00 1.00 33 0.99 33 1.00 33 0.99 33CHIL10 10.00 1.04 11 1.04 11 1.03 11 1.04 11CHIL10B 10.00 1.04 11 1.04 11 1.03 11 1.04 11CONO_NORTE_10 10.00 1.01 10 0.99 10 1.00 10 0.99 10

FLUJO DE POTENCIA AÑO 2017 - CON PROYECTO

Código DigSilent Vnom(kV)

AVENIDA ESTIAJEMÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA



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Gráfico 9-6: Tensiones de barra 10 kV y 33 kV (p.u.)-Configuración Con proyecto 2017


El análisis del sistema eléctrico para el año 2020 se consideró los siguientes

proyectos:

- Ampliación de la subestación Challapampa, con un transformador de







FLUJO DE POTENCIA AÑO 2020





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El análisis del sistema eléctrico para el año 2024 además se consideró los

siguientes proyectos:



- Ampliación de la subestación San Lázaro, con un transformador de potencia




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- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Jesús – Porongoche – Año

2025.

- Banco de Capacitores Cono Norte 10 kV, 9 MVAr – Año 2029.









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- Banco de Capacitores Chilina 33 kV, 10 MVAr – Año 2032.

- Banco de Capacitores Yura 30 kV, 12 MVAr – Año 2032.





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- Ampliación de la subestación Chilina, con un transformador de potencia de


- Repotenciación de la línea de transmisión 33 kV Challapampa – Real Plaza

– Año 2035.

- Ampliación de la subestación Porongoche, con un transformador de


- Nueva línea de transmisión 138 kV Santuario – Convertidor– Año 2035.









Pág. 29 de 54




En los resultados podemos observar que no se presentan niveles de tensión

fuera de los límites permisibles por la norma en ninguno de los años

evaluados, es preciso aclarar que esto es posible solo si se consideran los

proyectos que se tuvieron en cuenta para cada año evaluado en las

simulaciones.



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9.4 Sobrecarga de Líneas de Transmisión

Según los resultados del flujo de potencia, no existe sobrecarga y congestión en

las líneas de transmisión 138 kV, 33 kV y 10kV, en situación actual año 2015, sin

proyecto año 2017 y con proyecto años 2017, 2020, 2024, 2030 y 2036; teniendo

en consideración el ingreso de los proyectos considerados en el plan de

transmisión 2013-2017 y los proyectos considerados para la proyección del año

2036 asumidos por el consultor, ver siguientes tablas:

Tabla 9.8: Sobrecarga de Líneas - Configuración Situación Actual 2015

MaxDem MínDem MaxDem MínDem

L-3002_interconexion_Conv-Chil 60 10 61 17L-3003_interconexion_Conv-Chil 60 10 61 17L-3063_Challa-RPlaza 32 10 32 10L-3093_Lambramani 15 4 15 4Line_Jesus-Porongoche 58 17 58 17Lne Santuario-Chilina_L1126 57 10 57 10Lne Santuario-Socabaya_L1021 27 10 26 12Lne Santuario-Socabaya_L1022 27 10 26 12lne CHA_CHI_31 47 34 48 40lne CHA_CHI_32 47 34 48 40lne CHA_CHI_36 29 20 30 16lne CHI_JES_31 19 5 18 9lne CHI_JES_32 19 5 18 9lne CHI_LAZAR_81 52 14 52 14lne CHI_LAZAR_82 52 14 52 14lne Cervesur - Parque Industrial 5 5 5 11lne Challapampa - Parque Industrial 13 6 13 10Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm2_A 106 42 105 40Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm_B 106 42 105 40lne Der_Cono_Norte - Cervesur 15 7 14 10lne Der_Cono_Norte - Cono_Norte 60 28 61 28lne JES_SOC_31 71 28 71 31lne JES_SOC_32 71 28 71 31lne PQI_SOC_31a 96 43 96 46lne PQI_SOC_31b 21 1 21 1lne PQI_SOC_32a 96 43 96 46lne PQI_SOC_32b 6 1 6 1lne PQI_SOC_32b(1) 15 0 15 0

Código DigSilentNivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

AVENIDA ESTIAJESOBRECARGA DE LÍNEAS 2015_SIN PROYECTO



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Tabla 9.9: Sobrecarga de Líneas - Configuración Sin proyecto 2017

Tabla 9.10: Sobrecarga de Líneas - Configuración Con Proyecto 2017


Lne Santuario-Chilina_L1126 39 16 41 16Lne Santuario-Socabaya_L1021 17 16 19 19Lne Socabaya - Santuario138 6 22 6 24Lne Santuario - Jesus138 26 10 27 13Lne Socabaya - Parque Industrial138 28 13 29 14L-3002_interconexion_Conv-Chil 54 15 56 11L-3003_interconexion_Conv-Chil 54 15 56 11L-3063_Challa-RPlaza 45 14 45 14L-3093_Lambramani 18 5 18 5Line_Jesus-Porongoche 66 21 66 21Lne Charcani VI - Cono Norte 27 17 24 13lne CHA_CHI_31 67 60 61 54lne CHA_CHI_32 67 60 61 54lne CHA_CHI_36 7 13 10 7lne CHI_JES_31 16 17 21 18lne CHI_JES_32 16 17 21 18lne CHI_LAZAR_81 58 16 58 16lne CHI_LAZAR_82 58 16 58 16lne Cervesur - Parque Industrial 38 14 44 19lne Challapampa - Parque Industrial 27 15 33 18Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm2_A 53 31 52 30Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm_B 53 31 52 30lne Der_Cono_Norte - Cervesur 24 15 30 18lne Der_Cono_Norte - Cono_Norte 18 2 27 6lne JES_SOC_31 39 48 39 48lne JES_SOC_32 39 48 39 48lne PQI_SOC_31a 53 48 54 48lne PQI_SOC_31b 28 2 28 2lne PQI_SOC_32a 53 48 54 48lne PQI_SOC_32b 6 1 6 1lne PQI_SOC_32b(1) 22 1 22 1

SOBRECARGA DE LÍNEAS 2017_SIN PROYECTO

Código DigSilent

AVENIDA ESTIAJE

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %



AVENIDA


Nivel deCarga %

ESTIAJESOBRECARGA DE LÍNEAS 2017 - CON PROYECTO

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %



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SOBRECARGA DE LÍNEAS 2020AVENIDA ESTIAJE

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Código DigSilent



ESTIAJESOBRECARGA DE LÍNEAS 2024

AVENIDA


Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %



Pág. 33 de 54





Lne Santuario-Chilina_L1126 76 27 79 29Lne Santuario-Socabaya_L1021 27 22 20 26Lne Socabaya - Santuario138 45 28 40 32Lne Santuario - Jesus138 11 16 7 19Lne Socabaya - Parque Industrial138 51 16 55 17Repot. LT Chil ina-Convertidor 3002 75 14 80 17Repot. LT Chil ina-Convertidor 3003 75 14 80 17L-3063_Challa-RPlaza 74 22 74 23L-3093_Lambramani 32 10 32 10Line_Jesus-Porongoche 50 15 53 16Line_Jesus-Porongoche Nueva 50 15 48 15Lne Charcani VI - Cono Norte 42 24 42 23lne CHA_CHI_31 52 57 42 38lne CHA_CHI_32 52 57 42 38lne CHA_CHI_36 7 6 7 4lne CHI_JES_31 26 18 25 21lne CHI_JES_32 26 18 25 21lne CHI_LAZAR_81 86 24 86 24lne CHI_LAZAR_82 86 24 86 24lne Cervesur - Parque Industrial 75 19 73 27lne Challapampa - Parque Industrial 63 15 61 24Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm2_A 78 42 79 43Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm_B 78 42 79 43lne Der_Cono_Norte - Cervesur 60 15 58 23lne Der_Cono_Norte - Cono_Norte 31 11 30 13lne JES_SOC_31 62 52 46 51lne JES_SOC_32 62 52 46 51lne PQI_SOC_31a 72 52 61 55lne PQI_SOC_31b 28 2 28 2lne PQI_SOC_32a 72 52 61 55lne PQI_SOC_32b 6 1 6 1lne PQI_SOC_32b(1) 22 1 22 1

SOBRECARGA DE LÍNEAS 2030AVENIDA ESTIAJE


Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %


Lne Santuario-Chilina_L1126 47 15 40 16Lne Santuario-Socabaya_L1021 20 26 18 30Lne Socabaya - Santuario138 48 34 45 38Lne Santuario - Jesus138 5 17 11 20Lne Socabaya - Parque Industrial138 71 25 67 27Repot. LT Chil ina-Convertidor 3002 98 22 72 27Repot. LT Chil ina-Convertidor 3003 98 22 72 27Ln Challapampa-Real Plaza_N2XSY 185mm2 75 23 74 23L-3093_Lambramani 40 12 39 12Line_Jesus-Porongoche 59 18 61 19Line_Jesus-Porongoche Nueva 59 18 56 17Lne Charcani VI - Cono Norte 46 27 47 26lne CHA_CHI_31 54 53 49 34lne CHA_CHI_32 54 53 49 34lne CHA_CHI_36 14 4 14 3lne CHI_JES_31 40 18 33 26lne CHI_JES_32 40 18 33 26Ln Chilina-San Lázaro Nueva-A 74 21 74 21Ln Chilina-San Lázaro Nueva-B 74 21 74 21Repoten. Ln CrveSur-PqIndustrial 66 23 59 29lne Challapampa - Parque Industrial 78 27 68 34Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm2_A 91 44 97 42Rep. LT Chilina-Challapampa 185 mm_B 91 44 97 42lne Der_Cono_Norte - Cervesur 78 27 68 34lne Der_Cono_Norte - Cono_Norte 40 17 39 19lne JES_SOC_31 48 45 45 52lne JES_SOC_32 48 45 45 52lne PQI_SOC_31a 53 50 58 48lne PQI_SOC_31b 28 2 28 2lne PQI_SOC_32a 53 50 58 48lne PQI_SOC_32b 6 1 6 1lne PQI_SOC_32b(1) 22 1 22 1

AVENIDA ESTIAJESOBRECARGA DE LÍNEAS 2036


Nivel deCarga %

Nivel deCarga %

Nivel deCarga %



Pág. 34 de 54

9.5 Sobrecarga de Transformadores de PotenciaSe ha verificado la cargabilidad del transformador de las subestaciones de

Convertidor y Chilina, se encuentra dentro de los rangos de operación normal en

todos los años con proyecto, para el año 2015 situación actual se presenta una

sobrecarga en el transformador de Convertidor, ver las tablas siguientes:

Tabla 9.15: Sobrecarga de Transformadores - Configuración Situación Actual 2015

Como resultado del flujo de carga, se presenta una sobrecarga del transformador

de potencia de la S.E. Convertidor en un 125%; el transformador de Chilina

presenta una cargabilidad de 76%.

Tabla 9.16: Sobrecarga de Transformadores - Configuración Sin Proyecto 2017

Tr-Lambramani 31 0 9 0 31 0 9 0Tr-Porongoche 46 -3 14 2 46 -3 14 2tr2 challapampa 79 -6 32 -2 79 -6 32 -2Tr-RPlaza 50 -2 16 2 50 -2 16 2tr2 Cono Norte 82 -2 39 -2 82 -2 39 -2tr2 acer_sur_801 18 -1 3 -1 18 -1 3 -1tr2 cerves_801 10 -1 5 -1 10 -1 5 -1tr2 Convertidor 125 -4 23 5 125 -4 22 5tr2 chil ina 76 -4 29 -3 76 -4 29 -1tr2 jes_801 76 -5 27 -1 76 -5 27 -1tr2 laza_801 80 -4 23 3 80 -4 23 3tr2 pqib_801 79 -6 37 -2 79 -6 36 -1tr2 pqib_802 79 -6 37 -2 79 -6 36 -1tr2 soc_131 83 0 33 3 83 0 37 2tr2 soc_132 83 0 33 3 83 0 37 2

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

MínDem MínDemMaxDem MaxDemCódigo DigSilent

AVENIDA ESTIAJESOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2015_SIN PROYECTO

Nivel deCarga %

Posición deTap

Tr-PIndustrial_80MVA 49 0 24 7 50 0 25 7Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA 43 1 26 7 45 1 27 7Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 42 -2 16 -2 42 -2 16 -2Tr-Lambramani 35 0 11 -1 35 0 11 -1Tr-Porongoche 52 0 17 1 52 -1 17 1tr2 challapampa 98 -4 41 -2 98 -4 41 -2Tr-RPlaza 71 -1 22 1 71 -1 22 1tr2 acer_sur_801 18 0 3 -2 18 0 3 -2tr2 cerves_801 14 -1 8 -1 14 -1 8 -1tr2 Convertidor 84 0 36 4 88 0 37 4tr2 chil ina 86 -3 34 -3 86 -3 34 -3tr2 jes_801 42 -2 16 -2 42 -2 16 -2tr2 laza_801 89 -1 25 3 89 -1 25 3tr2 pqib_801 85 -3 41 -2 85 -3 41 -2tr2 pqib_802 85 -3 41 -2 85 -3 41 -2tr2 soc_131 58 0 43 2 59 0 43 2tr2 soc_132 58 0 43 2 59 0 43 2Tr Cono Norte 25MVA 41 0 20 2 41 -1 21 2Tr2-Charcani VII-01 52 0 30 0 52 0 30 0Tr2-Charcani VII-02 52 0 30 0 52 0 30 0

SOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2017_SIN PROYECTO

Código DigSilent

AVENIDA ESTIAJE

Nivel deCarga %

Posición deTap

MaxDem MínDem MaxDem MínDemNivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap



Pág. 35 de 54

Tabla 9.17: Sobrecarga de Transformadores - Configuración Con Proyecto 2017


Tr2 Chilina 138/33kv 51 0 19 5 51 1 21 5Tr2 Chilina 33/10kv 25MVA 42 -3 17 -3 42 -3 17 -3Tr-PIndustrial_80MVA 42 0 27 8 47 0 28 8Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA 37 1 26 7 38 2 31 8Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 42 -2 16 -2 42 -2 16 -2Tr-Lambramani 35 0 11 -1 35 -1 11 -1Tr-Porongoche 52 0 17 1 53 -1 17 0tr2 challapampa 96 -3 41 -2 97 -3 41 -2Tr-RPlaza 70 -1 23 2 71 0 22 -1tr2 acer_sur_801 18 0 3 -2 18 0 3 -2tr2 cerves_801 14 -1 8 -1 14 -1 8 -1tr2 Convertidor 51 0 19 5 51 1 21 5tr2 chil ina 42 -3 17 -3 42 -3 17 -3tr2 jes_801 42 -2 16 -2 42 -2 16 -2tr2 laza_801 87 0 25 3 88 0 25 3tr2 pqib_801 85 -3 41 -2 85 -3 41 -2tr2 pqib_802 85 -3 41 -2 85 -3 41 -2tr2 soc_131 54 0 43 2 58 0 45 2tr2 soc_132 54 0 43 2 58 0 45 2Tr Cono Norte 25MVA 41 0 20 2 41 0 21 2Tr2-Charcani VII-01 48 0 30 0 37 0 30 0Tr2-Charcani VII-02 48 0 30 0 37 0 30 0

MínDem MaxDem MínDemMaxDemCódigo DigSilent

AVENIDA ESTIAJESOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2017 - CON PROYECTO

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

MaxDem

Tr2 Chilina 138/33kv 55 0 19 5 56 0 18 5Tr2 Chilina 33/10kv 25MVA 48 -3 19 -3 49 -3 19 -3Tr-PIndustrial_80MVA 50 0 26 7 53 0 28 7Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA 45 0 29 7 44 1 26 6Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 48 -2 18 -2 48 -2 18 -2Tr-Lambramani 41 -1 12 -1 41 -1 12 -1Tr-Porongoche 57 -1 18 1 58 -1 18 1tr2 challapampa 55 -3 23 -1 55 -3 23 -1Tr-RPlaza 43 0 14 2 43 0 14 2tr2 acer_sur_801 18 -1 3 -1 18 -2 3 -2tr2 cerves_801 14 -1 8 -1 14 -1 8 -1tr2 Convertidor 55 0 19 5 56 0 18 5tr2 chil ina 48 -3 19 -3 49 -3 19 -3tr2 jes_801 48 -2 18 -2 48 -2 18 -2tr2 laza_801 97 -1 28 3 97 -1 28 3tr2 pqib_801 95 -4 46 -2 95 -4 46 -2tr2 pqib_802 95 -4 46 -2 95 -4 46 -2tr2 soc_131 60 0 48 1 62 0 47 1tr2 soc_132 60 0 48 1 62 0 47 1Tr Cono Norte 25MVA 51 0 25 1 52 0 25 1Tr2-Charcani VII-01 49 0 29 0 38 0 31 0Tr2-Charcani VII-02 49 0 29 0 38 0 31 0tr2 challapampa nuevo 55 -3 23 -1 55 -3 23 -1Tr-RPlaza Nuevo 43 0 14 2 14 2 0 0

AVENIDAMínDem

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

ESTIAJESOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2020

Código DigSilent MaxDem MínDemNivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap



Pág. 36 de 54



Tr2 Chilina 138/33kv 64 0 21 5 62 0 23 5Tr2 Chilina 33/10kv 25MVA 59 -3 23 -3 59 -3 23 -3Tr-PIndustrial_80MVA 62 0 28 7 67 -1 29 7Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA 55 0 25 6 54 0 30 7Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 58 -3 21 -3 58 -3 21 -3Tr-Lambramani 50 0 15 -1 50 -1 15 -1Tr-Porongoche 65 -2 20 1 65 -2 20 0tr2 challapampa 63 -4 26 -2 63 -4 53 -5Tr-RPlaza 50 -1 16 1 50 -1 16 1tr2 acer_sur_801 18 -2 3 -2 18 -2 3 -2tr2 cerves_801 14 -1 8 -1 14 -1 8 -1tr2 Convertidor 64 0 21 5 62 0 23 5tr2 chil ina 59 -3 23 -3 59 -3 23 -3tr2 jes_801 58 -3 21 -3 58 -3 21 -3tr2 laza_801 54 0 16 3 54 0 16 3tr2 pqib_801 73 -4 35 -2 72 -3 35 -2tr2 pqib_802 73 -4 35 -2 72 -3 35 -2tr2 soc_131 69 0 50 1 70 0 52 1tr2 soc_132 69 0 50 1 70 0 52 1Tr Cono Norte 25MVA 67 -2 33 1 67 -2 33 1Tr2-Charcani VII-01 52 0 30 0 42 0 31 0Tr2-Charcani VII-02 52 0 30 0 42 0 31 0tr2 challapampa nuevo 63 -4 26 -2 63 -4 37 1Tr-RPlaza Nuevo 50 -1 16 1 50 -1 16 1tr2 pqib_801 Nuevo 73 -4 35 -2 72 -3 35 -2tr2 laza_801 Nuevo 54 0 16 3 54 0 16 3

AVENIDA ESTIAJESOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2024

Nivel deCarga %

Posición deTap

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Código DigSilent MaxDem MínDem MaxDem MínDem

Tr2 Chilina 138/33kv 73 0 27 4 76 0 29 4Tr2 Chilina 33/10kv 25MVA 79 -3 30 -3 79 -3 30 -3Tr-PIndustrial_80MVA 90 -3 29 5 96 -4 32 6Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA 67 0 28 6 74 -1 29 6Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 76 -4 27 -3 76 -4 27 -3Tr-Lambramani 64 -1 19 -1 63 -1 19 -1Tr-Porongoche 76 -2 24 1 76 -2 24 1tr2 challapampa 75 -3 31 -2 75 -3 51 -5Tr-RPlaza 59 -3 18 1 59 -3 18 1tr2 acer_sur_801 18 -2 3 -1 18 -2 3 -1tr2 cerves_801 14 -1 8 -1 14 -1 8 -1tr2 Convertidor 73 0 27 4 76 0 29 4tr2 chil ina 79 -3 30 -3 79 -3 30 -3tr2 jes_801 76 -4 27 -3 76 -4 27 -3tr2 laza_801 66 -2 19 3 66 -2 19 3tr2 pqib_801 91 -2 43 -2 91 -2 43 -2tr2 pqib_802 91 -2 43 -2 91 -2 43 -2tr2 soc_131 93 -2 52 1 82 0 54 1tr2 soc_132 93 -2 52 1 82 0 54 1Tr Cono Norte 25MVA 85 -3 42 0 85 -3 42 0Tr2-Charcani VII-01 59 0 30 0 50 0 31 0Tr2-Charcani VII-02 59 0 30 0 50 0 31 0tr2 challapampa nuevo 75 -3 31 -2 75 -3 36 0Tr-RPlaza Nuevo 59 -3 18 1 59 -3 18 1tr2 pqib_801 Nuevo 91 -2 43 -2 91 -2 43 -2tr2 laza_801 Nuevo 66 -2 19 3 66 -2 19 3

AVENIDA ESTIAJESOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2030

Nivel deCarga %

Posición deTap

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

MínDem MaxDem MínDemNivel deCarga %

Código DigSilent MaxDem



Pág. 37 de 54



Gráfico 10-1: Resumen de cargabilidad de transformadores

Tr2 Chilina 138/33kv 91 -1 30 5 78 1 33 5Tr2 Chilina 33/10kv 25MVA 68 -3 26 -3 67 -3 26 -3Tr-PIndustrial_80MVA 63 -2 23 4 59 -1 24 4Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA 51 0 17 4 50 0 18 5Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 65 -2 23 -3 64 -2 24 -3Tr-Lambramani 79 -1 23 -1 78 -1 23 -1Tr-Porongoche 44 -2 14 1 43 -1 14 1tr2 challapampa 87 -3 36 -2 86 -3 55 -5Tr-RPlaza 68 -3 21 1 68 -3 21 1tr2 acer_sur_801 18 -2 3 -1 18 -2 3 -1tr2 cerves_801 14 -2 8 -1 14 -1 8 -1tr2 Convertidor 91 -1 30 5 78 1 33 5tr2 chil ina 68 -3 26 -3 67 -3 26 -3tr2 jes_801 65 -2 23 -3 64 -2 24 -3tr2 laza_801 78 -2 22 3 78 -1 22 3tr2 pqib_801 84 -2 40 -2 84 -2 40 -2tr2 pqib_802 84 -2 40 -2 84 -2 40 -2tr2 soc_131 92 -2 53 1 92 -2 55 1tr2 soc_132 92 -2 53 1 92 -2 55 1Tr Cono Norte 25MVA 100 -1 52 0 100 -1 52 0Tr2-Charcani VII-01 79 1 31 0 66 0 33 0Tr2-Charcani VII-02 79 1 31 0 66 0 33 0tr2 challapampa nuevo 87 -3 36 -2 86 -3 38 0Tr-RPlaza Nuevo 68 -3 21 1 68 -3 21 1tr2 pqib_801 Nuevo 84 -2 40 -2 84 -2 40 -2tr2 laza_801 Nuevo 78 -2 22 3 78 -1 22 3Tr-PIndustrial_80MVA_Nuevo 63 -2 23 4 59 -1 24 4Tr-Porongoche_Nuevo 44 -2 14 1 43 -1 14 1Tr2 Jesus 138/33kv 75MVA_Nuevo 51 0 17 4 50 0 18 5Tr2 Jesus 33/10kv 25 MVA 65 -2 23 -3 64 -2 24 -3tr2 pqib_801 Nuevo(1) 84 -2 40 -2 84 -2 40 -2tr2 chil ina_Nuevo 68 -3 26 -3 67 -3 26 -3

MínDem MaxDemAVENIDA ESTIAJE

SOBRECARGA DE TRANSFORMADORES 2036

MaxDem MínDemNivel deCarga %

Posición deTap

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Posición deTap

Nivel deCarga %

Código DigSilent



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10. RESUMEN DE CORTO CIRCUITO

Se han simulado fallas trifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas en todas las barras

que conforman la zona de influencia del sistema eléctrico para las condiciones

siguientes:

• Año 2015 Situación Actual.

• Año 2017 Sin Proyecto.

• Año 2017 Con proyecto.

• Año 2024 Con proyecto.

10.1 Corto circuito – Año 2015 Situación Actual

Para cada uno de los tipos de cortocircuito considerados para el año 2015

situación actual se presentan las salidas gráficas con resúmenes de fallas en

barras que muestran la corriente total de falla en barras y la contribución que llega

a cada barra a través de líneas, transformadores y generadores; siendo las

variables mostradas:

Tabla 10.1: Resultados de Corto Circuito - Año 2015 Situación Actual

10.2 Corto circuito – Año 2017

Para el análisis de los niveles de corriente de cortocircuito para el año 2017, se

considera la entrada en operación de los proyectos de generación y transmisión

establecidos para dicho horizonte.

El objetivo de evaluar los niveles de corriente de cortocircuito a largo plazo es

establecer los requerimientos mínimos de cortocircuito para los equipos

electromecánicos del proyecto, para el cual se utilizó la norma IEC-60909.

Máxima Mínima 3Ø 1Ø 2Ø-t 3Ø 1Ø 2Ø-t 3Ø 1Ø 2Ø-t 3Ø 1Ø 2Ø-t(kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA)

SANT138 138.0 9.6 6.6 9.0 9.6 9.6 6.6 7.1 6.9 8.9 9.6 9.5 6.6 7.1 7.0SOCA138 138.0 12.5 8.4 10.7 12.5 12.4 8.4 10.3 10.2 10.5 12.4 12.2 8.5 10.4 10.3CONV138 138.0 5.4 4.4 5.3 5.3 5.4 4.4 4.6 4.6 5.2 5.3 5.4 4.4 4.6 4.6YURA138 138.0 3.3 2.7 3.3 2.9 3.2 2.9 2.7 2.9 3.3 2.9 3.2 2.9 2.7 2.9SOCA33 33.0 15.3 8.2 15.3 8.6 13.0 13.8 8.2 11.7 15.2 8.6 12.9 13.8 8.3 11.8CONV33 33.0 13.5 11.2 12.4 13.5 13.5 11.2 12.5 12.4 12.3 13.4 13.4 11.2 12.5 12.4PQIB33 33.0 11.2 8.6 9.2 11.0 11.2 8.6 10.4 10.6 9.2 10.9 11.2 8.7 10.4 10.6CHIL33 33.0 13.4 11.1 12.3 13.4 13.4 11.1 12.5 12.4 12.2 13.4 13.4 11.1 12.5 12.4JESUS33 33.0 9.2 8.1 8.6 8.8 9.2 8.1 8.4 8.7 8.6 8.8 9.2 8.1 8.4 8.7CHALL33 33.0 11.7 9.3 10.1 11.6 11.7 9.3 10.9 11.0 10.0 11.6 11.7 9.3 10.9 11.0Cono_Norte_33 33.0 3.6 3.0 3.5 3.1 3.6 3.4 3.0 3.5 3.5 3.1 3.6 3.4 3.0 3.5LAMB33 33.0 5.3 4.3 4.5 5.2 5.3 4.3 5.1 5.1 4.5 5.2 5.3 4.3 5.1 5.2LAZA33 33.0 10.3 9.0 9.7 10.1 10.3 9.0 9.5 9.6 9.7 10.1 10.3 9.0 9.6 9.6PORO33 33.0 5.9 4.5 4.7 5.7 5.9 4.5 5.5 5.6 4.7 5.7 5.9 4.6 5.5 5.7RPLA33 33.0 9.9 8.3 8.9 9.9 9.5 8.3 9.4 9.0 8.9 9.9 9.5 8.3 9.4 9.0MOLY33 33.0 9.1 7.8 8.3 8.9 9.1 7.8 8.6 8.7 8.3 8.9 9.1 7.8 8.6 8.7CERVE33 33.0 9.8 7.8 8.3 9.6 9.8 7.8 9.1 9.3 8.3 9.6 9.8 7.8 9.1 9.3ACERS33 33.0 9.9 8.1 8.6 9.7 9.9 8.1 9.2 9.4 8.6 9.7 9.9 8.1 9.3 9.4CHIL10 10.0 14.2 11.8 14.2 0.0 12.2 13.6 0.0 11.8 14.1 0.0 12.2 13.7 0.0 11.8CONO_NORTE_10 10.0 4.7 3.9 4.5 0.0 3.9 4.6 0.0 4.0 4.7 0.0 4.1 4.6 0.0 4.0

MÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA

AÑO 2015-SIN PROYECTO

Código DigSilent Vnom (kV)

Corriente deCortocircuito

AVENIDA ESTIAJEMÁXIMA DEMANDA MÍNIMA DEMANDA



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Tabla 10.2: Resultados de Corto Circuito - Año 2017 Sin Proyecto

Tabla 10.3: Resultados de Corto Circuito – Año 2017 Con Proyecto


10.3 Corto circuito – Año 2024

Para el análisis de los niveles de corriente de cortocircuito para el año 2017, se

considera la entrada en operación de los proyectos de generación y transmisión

establecidos para dicho horizonte.

Se considera los proyectos de generación con estudios preliminares aprobados

por el COES y por EGASA.


SANT138 138.00 10.3 9.4 9.5 10.2 10.1 9.4 10.1 10.0 9.6 10.3 10.2 9.5 10.2 10.1SOCA138 138.00 14.2 11.3 11.5 14.0 13.8 11.3 13.7 13.5 11.7 14.2 14.0 11.5 13.9 13.7CONV138 138.00 5.7 5.4 5.5 5.5 5.6 5.5 5.4 5.6 5.6 5.5 5.7 5.5 5.5 5.6YURA138 138.00 3.4 2.9 3.4 2.9 3.3 3.3 2.9 3.3 3.4 3.0 3.3 3.3 2.9 3.3PINDU138C 138.00 7.3 7.1 7.2 7.2 7.2 7.1 7.1 7.2 7.2 7.3 7.3 7.1 7.2 7.2JESUS138 138.00 9.4 8.8 9.0 9.3 9.1 8.8 9.2 9.0 9.1 9.4 9.2 8.9 9.2 9.1SOCA33 33.00 18.3 9.4 18.2 9.4 15.5 18.0 9.4 15.3 18.3 9.4 15.6 18.2 9.4 15.5CONV33 33.00 16.7 15.7 15.8 16.6 16.6 15.7 16.6 16.5 15.9 16.7 16.7 15.8 16.6 16.6PQIB33 33.00 16.7 15.7 15.8 16.3 16.7 15.7 16.2 16.6 15.9 16.4 16.7 15.8 16.3 16.6CHIL33 33.00 16.7 15.6 15.7 16.6 16.6 15.6 16.5 16.5 15.8 16.6 16.7 15.7 16.5 16.6JESUS33 33.00 15.4 14.3 15.3 14.4 15.2 15.2 14.3 15.1 15.4 14.4 15.3 15.3 14.4 15.2CHALL33 33.00 15.1 13.7 13.8 15.0 15.1 13.7 14.8 14.9 13.9 15.0 15.1 13.8 14.9 15.0Cono_Norte_33 33.00 7.0 5.7 5.7 6.4 6.8 6.3 6.6 7.0 5.8 6.4 6.8 6.3 6.6 7.0LAMB33 33.00 6.5 5.8 5.8 6.5 6.5 5.8 6.4 6.5 5.8 6.5 6.5 5.8 6.4 6.5LAZA33 33.00 12.1 11.6 11.7 11.6 12.1 11.6 11.6 12.0 11.7 11.6 12.1 11.7 11.6 12.1PORO33 33.00 7.3 6.3 6.3 7.1 7.3 6.3 7.1 7.3 6.3 7.1 7.3 6.3 7.1 7.3RPLA33 33.00 12.2 11.7 11.7 12.1 11.8 11.7 12.1 11.7 11.8 12.2 11.8 11.7 12.1 11.8MOLY33 33.00 13.3 12.2 13.3 12.3 13.1 13.2 12.2 13.0 13.3 12.3 13.1 13.3 12.3 13.1CERVE33 33.00 13.6 12.6 12.6 13.0 13.5 12.6 12.9 13.5 12.7 13.0 13.6 12.6 13.0 13.5ACERS33 33.00 14.4 13.6 14.1 13.7 14.3 14.0 13.6 14.2 14.2 13.7 14.4 14.1 13.7 14.3CHIL10 10.00 15.4 13.2 15.3 0.0 13.2 15.3 0.0 13.2 15.4 0.0 13.2 15.3 0.0 13.2CHAL10 10.00 10.0 8.6 9.9 0.0 8.6 9.9 0.0 8.6 10.0 0.0 8.6 9.9 0.0 8.6CONO_NORTE_10 10.00 8.7 7.3 8.4 0.0 7.3 8.7 0.0 7.5 8.4 0.0 7.3 8.7 0.0 7.5

AÑO 2017 SIN PROYECTO





SANT138 138.00 10.6 9.5 9.7 10.6 10.4 9.5 10.3 10.2 9.7 10.6 10.4 9.6 10.4 10.3SOCA138 138.00 14.2 11.3 11.7 14.2 13.9 11.3 13.7 13.5 11.7 14.2 14.0 11.5 13.9 13.7CONV138 138.00 6.6 5.9 6.0 6.6 6.6 5.9 6.5 6.5 6.0 6.6 6.6 5.9 6.5 6.6YURA138 138.00 3.4 2.9 3.4 3.0 3.3 3.4 2.9 3.3 3.4 3.0 3.3 3.4 3.0 3.3PINDU138C 138.00 7.3 7.1 7.2 7.3 7.3 7.1 7.1 7.2 7.2 7.3 7.3 7.1 7.2 7.2JESUS138 138.00 9.4 8.8 9.1 9.4 9.2 8.8 9.2 9.0 9.1 9.4 9.2 8.9 9.3 9.1SOCA33 33.00 18.4 9.4 18.4 9.4 15.6 18.1 9.4 15.4 18.4 9.4 15.6 18.2 9.4 15.5CONV33 33.00 20.0 18.1 18.3 20.0 19.7 18.1 19.8 19.5 18.3 20.0 19.7 18.2 19.9 19.6CONV33B 33.00 20.0 18.1 18.3 20.0 19.7 18.1 19.8 19.5 18.3 20.0 19.7 18.2 19.9 19.6PQIB33 33.00 17.0 15.9 16.1 16.5 17.0 15.9 16.4 16.8 16.1 16.5 17.0 16.0 16.5 16.9CHIL33 33.00 19.9 17.9 18.1 19.9 19.8 17.9 19.7 19.6 18.1 19.9 19.8 18.0 19.8 19.7JESUS33 33.00 15.5 14.4 15.5 14.5 15.4 15.4 14.4 15.3 15.5 14.5 15.4 15.4 14.5 15.3CHALL33 33.00 16.1 14.8 15.0 15.9 16.1 14.8 15.8 15.9 15.0 15.9 16.1 14.9 15.9 16.0Cono_Norte_33 33.00 7.2 6.5 6.6 6.8 7.2 6.5 6.8 7.2 6.6 6.8 7.2 6.6 6.8 7.2LAMB33 33.00 6.6 5.8 5.8 6.5 6.6 5.8 6.5 6.5 5.8 6.5 6.6 5.8 6.5 6.5LAZA33 33.00 13.3 12.8 13.0 12.9 13.3 12.9 12.8 13.2 13.0 12.9 13.3 12.9 12.9 13.3PORO33 33.00 7.3 6.3 6.3 7.1 7.3 6.3 7.1 7.3 6.3 7.1 7.3 6.3 7.1 7.3RPLA33 33.00 12.7 12.4 12.6 12.7 12.5 12.5 12.7 12.4 12.6 12.7 12.5 12.5 12.7 12.4MOLY33 33.00 13.5 12.3 13.5 12.4 13.3 13.4 12.3 13.2 13.5 12.4 13.3 13.4 12.4 13.2CERVE33 33.00 13.8 12.8 13.0 13.2 13.8 12.8 13.1 13.7 13.0 13.2 13.8 12.9 13.2 13.8ACERS33 33.00 14.6 13.8 14.4 13.9 14.6 14.2 13.8 14.4 14.4 13.9 14.6 14.3 13.8 14.5CHIL10 10.00 25.2 21.5 25.2 0.0 21.6 25.0 0.0 21.5 25.2 0.0 21.6 25.1 0.0 21.6CHIL10B 10.00 25.2 21.5 25.2 0.0 21.6 25.0 0.0 21.5 25.2 0.0 21.6 25.1 0.0 21.6CONO_NORTE_10 10.00 8.8 7.6 8.8 0.0 7.6 8.8 0.0 7.6 8.8 0.0 7.6 8.8 0.0 7.6

AÑO 2017 CON PROYECTO






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Tabla 10.4: Resultados de Corto Circuito – Año 2024 Con Proyecto

10.4 Resumen de máximas corrientes de corto circuito

En la siguiente tabla se muestra el incremento de la corriente de corto circuito en

los años evaluados.

11. EVALUACIÓN DE EQUIPAMIENTO EXISTENTE-TRANSFORMADORES DECORRIENTE

11.1 Objetivos

Analizar los valores de corriente en estado estacionario y de cortocircuito

del sistema, a los que deben operar los transformadores de corriente y a

partir de ellos determinar las relaciones de transformación, tanto de los

núcleos de medición así como de protección de cada transformador.

Determinar las clases de precisión y la potencia de cada núcleo del

transformador.


SANT138 138.00 11.0 9.8 10.3 11.0 10.9 9.8 10.6 10.5 10.3 11.0 10.9 10.2 11.0 10.8SOCA138 138.00 15.4 12.0 12.9 15.4 15.0 12.0 14.4 14.1 12.9 15.4 15.0 12.9 15.4 15.0CONV138 138.00 6.8 6.0 6.1 6.7 6.8 6.0 6.6 6.6 6.1 6.7 6.8 6.1 6.7 6.8YURA138 138.00 3.4 3.0 3.4 3.0 3.4 3.4 3.0 3.3 3.4 3.0 3.4 3.4 3.0 3.4PINDU138C 138.00 7.7 7.3 7.7 7.5 7.6 7.3 7.3 7.4 7.7 7.5 7.6 7.7 7.5 7.6JESUS138 138.00 9.8 9.2 9.7 9.8 9.7 9.2 9.5 9.3 9.7 9.8 9.7 9.6 9.8 9.7SOCA33 33.00 19.0 9.6 19.0 9.7 16.2 18.5 9.6 15.7 19.0 9.7 16.2 19.0 9.7 16.2CONV33 33.00 20.9 18.4 18.7 20.9 20.4 18.4 20.6 20.0 18.7 20.9 20.4 18.7 20.9 20.4CONV33B 33.00 20.9 18.4 18.7 20.9 20.4 18.4 20.6 20.0 18.7 20.9 20.4 18.7 20.9 20.4PQIB33 33.00 18.2 16.2 16.6 18.0 18.2 16.2 17.7 17.8 16.6 18.0 18.2 16.6 18.0 18.2CHIL33 33.00 20.8 18.2 18.5 20.8 20.5 18.2 20.4 20.2 18.5 20.8 20.5 18.5 20.8 20.5JESUS33 33.00 15.9 14.5 15.9 14.7 15.7 15.6 14.5 15.5 15.9 14.8 15.8 15.9 14.8 15.8CHALL33 33.00 17.6 15.1 15.3 17.6 17.4 15.1 17.3 17.1 15.3 17.6 17.4 15.3 17.6 17.4Cono_Norte_33 33.00 7.3 6.6 6.6 6.9 7.3 6.6 6.8 7.2 6.6 6.9 7.3 6.6 6.9 7.3LAMB33 33.00 6.6 5.6 5.6 6.3 6.3 5.6 6.2 6.3 5.9 6.5 6.6 5.9 6.5 6.6LAZA33 33.00 14.4 13.0 13.2 14.2 14.4 13.0 14.1 14.3 13.2 14.2 14.4 13.2 14.2 14.4PORO33 33.00 7.4 6.0 6.0 6.8 7.1 6.0 6.8 7.0 6.4 7.2 7.4 6.4 7.2 7.4RPLA33 33.00 14.1 12.6 12.8 14.1 13.5 12.6 13.9 13.4 12.8 14.1 13.5 12.8 14.1 13.5MOLY33 33.00 13.8 13.0 13.8 13.2 13.8 13.6 13.0 13.6 13.8 13.2 13.8 13.8 13.2 13.8CERVE33 33.00 14.3 13.0 13.2 13.8 14.3 13.0 13.7 14.1 13.2 13.8 14.3 13.2 13.8 14.3ACERS33 33.00 15.2 14.5 14.7 14.8 15.2 14.5 14.6 14.9 14.7 14.8 15.2 14.7 14.8 15.2CHIL10 10.00 25.4 21.7 25.4 0.0 21.9 25.2 0.0 21.7 25.4 0.0 21.9 25.4 0.0 21.9CHIL10B 10.00 25.4 21.7 25.4 0.0 21.9 25.2 0.0 21.7 25.4 0.0 21.9 25.4 0.0 21.9CONO_NORTE_10 10.00 8.8 7.6 8.8 0.0 7.6 8.8 0.0 7.6 8.8 0.0 7.6 8.8 0.0 7.6

AÑO 2024




Máx. Icc Máx. Icc Máx. Icc Máx. Icc(kA) (kA) (kA) (kA)

CONV138 138.0 5.4 5.7 6.6 6.8CONV33 33.0 13.5 16.7 20.0 20.9CHIL33 33.0 13.4 16.7 19.9 20.8CHIL10 10.0 14.2 15.4 25.2 25.4

2024-CPCódigo DigSilent Vnom

(kV)

2015Actual

2017-SP 2017-CP



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Verificar la saturación de los transformadores de corriente, bajo la

consideración de que para valores de corriente por encima de los

nominales (establecidos normalmente por valores de estado estacionario)

los núcleos de medición pueden saturarse, en cambio los núcleos de

protección no deberían ya que influiría negativamente en los sistemas de

protección.

11.2 Estándares de cálculo

El grado de exactitud de un transformador de medida se mide por su clase o

precisión, la cual nos indica en tanto porciento el error máximo que se comete en

la medida. La clase de precisión es una designación asignada a un transformador

de corriente, de los errores de los que se mantienen dentro de los límites

especificados en las condiciones prescritas de uso.

Los estándares existentes más reconocidos, los cuales han servido de base para

realizar los cálculos y determinar las relaciones de transformación, las potencias

y las clases de precisión de los transformadores de corriente; son los siguientes:

principalmente los estándar IEEE C57.13-2008, IEEE C37.110-1996, IEC 60044-

1 e IEC 60044-6.

Debemos diferenciar las clasificaciones para los dos tipos de transformadores de

corriente (medición y protección), aunque muchas veces son solo núcleos

diferentes albergados en un mismo transformador.

Determinación de carga conectada a los transformadores de corriente:

11.2.1 Transformadores de corriente para medición

De manera conjunta se presenta el siguiente cuadro donde se muestra las

clases de precisión para este tipo de TC’s.



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Tabla 11.1: Clase de precisión en TC’s de medición, resumen de los estándares bajodiversas cargas en valor porcentual.

Según el estándar IEC 60044-1

En el estándar IEC 60044-1 especifica que para los TC’s con clase de

precisión entre 0.1 y 1 los errores especificados se mantendrán siempre y

cuando la corriente que circula por el arrollamiento primario se encuentre por

debajo del 120% de la corriente primaria nominal, debiendo también

mantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del

transformador este comprendida entre el 25% y el 100% de la carga nominal

(sujeto a 1 VA mínimo). Sin embargo, hay consideraciones para cada clase

que deben ser verificadas. A continuación se tienen los siguientes cuadros de

las clases de precisión según la IEC 60044-1.

Tabla 11.2: Clase de precisión en TC’s de medición según IEC 60044-1.

Tabla 11.3: Clase de precisión en TC’s de medición según IEC 60044-1.



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Acerca de los valores estándar de carga (burden), se tiene el siguiente

extracto:

Gráfico 11-1: Valores de estándar de salida nominal (Burden) según IEC 60044-1.

Según el estándar IEEE C57.13-2008

En el estándar IEEE C57.13-2008 también hace referencia a las

consideraciones a tener en cuenta para garantizar los errores especificados,

básicamente hace referencia a que el factor de corrección del transformador

(TCF usado en este estándar) estará dentro de los límites especificados

cuando el factor de potencia (retraso) de la carga medida tenga algún valor

entre 0.6 y 1; además de consideraciones como que la corriente primaria se

encuentre entre el 10% y 100% de la corriente nominal, esto ligado al burden

seleccionado. A continuación se tienen los siguientes cuadros de las clases

de precisión según la IEEE C57.13-2008.

Tabla 11.4: Clase de precisión en TC’s de medición según IEEE C57.13-2008.

Acerca de los valores estándar de carga (burden), se tiene la siguiente tabla:

Tabla 11.5: Valores estándar de carga (burden) según IEEE 57.13-2008.



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11.2.2 Transformadores de corriente para protección

Las clases de precisión establecidas por los estándares IEC e IEEE se

presentan en resumen en la siguiente tabla:

Tabla 11.6: Clases de Precisión para TC’s de protección según IEEE e IEC.

Según el estándar IEC 60044-1

De igual forma que para los TC’s de medición las clases de precisión para

TC’s de protección garantizan un máximo error para cada clase bajo ciertas

consideraciones como se muestran en la siguiente tabla:

Tabla 4.7: Clases de Precisión para TC’s de protección según IEC 60044-1.

Como se puede observar en la tabla la clase de precisión es descrita por un

número seguido de una letra (P) la cual significa que es de protección, pero

existen otros tipos más; también cabe señalar que además se le agrega un

número más como se muestra en la tabla 11.6, al primer número indica el

porcentaje de error compuesto más alto permisible y el segundo número es el

factor límite de precisión, este indica las veces del valor de corriente primaria

a la cual el error seguirá siendo el establecido (máximo número de veces).

Los valores estándar de carga (burden) se encuentran textualmente

señalados en el estándar IEC 60044-1, mostrado en la figura 11-1.



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Según el estándar IEEE C57.13-2008

Las clases de precisión según este estándar son las que se muestran en la

siguiente tabla:

Tabla 11.8: Clases de Precisión para TC’s de protección según IEE C57.13-2008.

Sin embargo cabe señalar que tales letras van acompañados por numero

como se vio en la tabla 11.6, dichos números representan la tensión en bornes

del secundario, además van relacionados con la carga (Burden), tal como se

muestra en el siguiente cuadro.

Tabla 11.9: Clases de Precisión para TC’s de protección según IEE C57.13-2008.

Otros valores relacionados a tales burden estándar se encuentran en la tabla

11.5.

11.3 Cálculo de saturación del transformador de corriente

El cálculo de saturación de los transformadores de corriente se ha realizado en

base a los estándares señalados anteriormente en el apartado 11.2, para ello se

describe el siguiente procedimiento:

Determinar los valores de corriente nominal a los que estarán sometidos

los TC’s en condiciones normales. Para TC’s en bushings estarán definidos

en las corrientes nominales a cada lado del transformador de potencia.

Determinado las corrientes nominales en el primario; elegirán la relación

de transformación (RT) basadas en los estándares utilizados y ya

mencionados.



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Una vez obtenida la RT, se procederá a calcular los VA (burden), carga

que debe alimentar el TC, es importante definir primero la RT porque de

ello se obtendrá el número de espiras y por ende el valor de resistencia

total del TC.

Con los datos de RT y VA (burden) determinados, procedemos a elegir la

clase de precisión del TC, esto basado obviamente en cualquiera de los

estándares ya mencionados.

Finalmente, se verifica la saturación de los TC’s, cabe señalar que esto

solo es necesario para los TC’s de protección porque son ellos quienes

frente a las corrientes de cortocircuito, en presencia de fallas, no se deben

saturar, ya que como se ha señalado anteriormente, si estos se saturan

podrían terminar por ejemplo en la no actuación de algún relé, lo cual

resulta muy grave para un sistema de protección.

Si la RT, clase de precisión y burden escogido, hacen que el factor de

saturación (FS) se encuentra fueras de los límites recomendados se debe,

criteriosamente, modificar ellos para establecer el FS dentro de los límites

recomendados.

El análisis de saturación de los transformadores de corriente, fue realizado

teniendo en cuenta las siguientes ecuaciones:

= ∗ ( + + )= ∗

=Dónde:

: Valor de corriente de falla en el secundario.

: Resistencia del transformador de corriente.

: Resistencia de los conductores.

: Resistencia del relé



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11.4 Cálculo de TC’s del transformador de potencia de S.E. Convertidor

Se calculará considerando la máxima corrientes de cortocircuito evaluados entre

los años 2015 al 2036.

Evaluando la máxima y mínima corriente de cada devanado en relación a la

variación de tensión del conmutador bajo carga con su potencia máxima nominal,

estos valores de corriente nos ayudaran a determinar las relaciones de

transformación.

Tabla 11.10: Corrientes nominales en los distintos devanados del transformador de potencia.

Tabla 11.11: Corrientes al 120% de la nominal en los devanados del transformador de potencia.

Las relaciones de transformación que a continuación se presentan son producto

de la combinación de distintos bornes (se están considerando TC’s multiratio).

Tabla 11.12: Ratios de los TC’s de medición.

Tabla 11.13: Ratios de los TC’s de protección.

El burden de los TC’s del transformador de potencia de 75 MVA (ONAF) para los

niveles de tensión 138/35.5 kV respectivamente, son:

TAP

ONAN ONAF ONAN ONAF ONAN ONAF ONAN ONAF65.0 80.0 65.0 80.0 13 160.43 35.5 233.9 287.9 1,057.1 1,301.165.0 80.0 65.0 80.0 0 138.00 35.5 271.9 334.7 1,057.1 1,301.165.0 80.0 65.0 80.0 -13 115.58 35.5 324.7 399.6 1,057.1 1,301.1

MAX 65.0 80.0 65.0 80.0 13.0 160.4 35.5 324.7 399.6 1,057.1 1,301.1MIN 65.0 80.0 65.0 80.0 -13.0 115.6 35.5 233.9 287.9 1,057.1 1,301.1

POTENCIA (MVA) -AT CORRIENTE (A) ATTENSION

(kV) - AT

POTENCIA (MVA) -BT CORRIENTE (A) BTTENSION

(kV) - BT

ONAN ONAF ONAN ONAF280.7 345.5 1,268.5 1,561.3326.3 401.6 1,268.5 1,561.3389.6 479.6 1,268.5 1,561.3389.6 479.6 1,268.5 1,561.3280.7 345.5 1,268.5 1,561.3

In x 120% (A) BTIn x 120% (A) AT

AT BT200 700400 1400

SEC 5 5VA 15 25

PRIM

AT BT200 700400 1400

SEC 5 5VA 25 25

PRIM



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Tabla 11.14: Cálculo de burden de TC’s de bushing de transformador de potencia.

Si bien es cierto que el burden calculado en la tabla 5.5 no coincide con los de la

tabla 11.12 y 11.13 es porque se ha evaluado la saturación de los TC’s y ha sido

necesario modificar los VA para evitarla.

El paso final es la verificación de la saturación del TC:

Burden Lado AT:Carga Núcleo TC: Carga (Ω)Resistencia cableado 12 AWG 5.21 Ω/km 0.02 km 0.208Resistencia Rele 0.04 1 0.040Resistencia TC ( 5A Sec.) 0.00188 Ω/esp. 80 esp. 0.150Total (Ω) 0.398

Cosø = 0.8 W 9.96VA 12.45

Burden Lado BT:Carga Núcleo TC: Carga (Ω)Resistencia cableado 12 AWG 5.21 Ω/km 0.02 m 0.208Resistencia Rele 0.04 1 0.040Resistencia TC ( 5A Sec.) 0.00188 Ω/esp. 280 esp. 0.525Total (Ω) 0.773

Cosø = 0.8 W 19.34VA 24.17

V. U. Cantidad

V. U. Cantidad



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Tabla 11.15: Análisis de saturación de TC’s.

El estándar IEEE C37.110 en al apartado 4.5.2 recomienda que el factor de

saturación sea menor a 0.75. De acuerdo a los valores mostrados en la tabla 11.15

los valores pueden ser ubicados dentro de esta recomendación; cabe señalar que

estos valores de corriente de cortocircuito se dan en el año 2024, considerando

que el valor de SF se encuentra en el rango recomendado se considera aceptable.

11.5 Cálculo de TC’s del transformador de potencia de S.E. Chilina

Se calculará considerando la máxima corrientes de cortocircuito evaluados entre

los años 2015 al 2036.

Evaluando la máxima y mínima corriente de cada devanado en relación a la

variación de tensión del conmutador bajo carga con su potencia máxima nominal,

estos valores de corriente nos ayudaran a determinar las relaciones de

transformación.



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Tabla 11.16: Corrientes nominales en los distintos devanados del transformador de potencia.

Tabla 11.17: Corrientes al 120% de la nominal en los devanados del transformador de potencia.

Las relaciones de transformación que a continuación se presentan son producto

de la combinación de distintos bornes (se están considerando TC’s multiratio).

Tabla 11.18: Ratios de los TC’s de medición.

Tabla 11.19: Ratios de los TC’s de protección.

El burden de los TC’s del transformador de potencia de 20/25 MVA (ONAN/ONAF)

para los niveles de tensión 33.5/10.4 kV respectivamente, son:

TAP

ONAN ONAF ONAN ONAF ONAN ONAF ONAN ONAF20.0 25.0 20.0 25.0 9 37.32 10.4 309.4 386.8 1,110.3 1,387.920.0 25.0 20.0 25.0 0 33.50 10.4 344.7 430.9 1,110.3 1,387.920.0 25.0 20.0 25.0 -9 29.73 10.4 388.4 485.5 1,110.3 1,387.9

MAX 20.0 25.0 20.0 25.0 9.0 37.3 10.4 388.4 485.5 1,110.3 1,387.9MIN 20.0 25.0 20.0 25.0 -9.0 29.7 10.4 309.4 386.8 1,110.3 1,387.9

CORRIENTE (A) AT CORRIENTE (A) BTPOTENCIA (MVA) -AT

POTENCIA (MVA) -BT TENSION

(kV) - ATTENSION(kV) - BT

ONAN ONAF ONAN ONAF371.3 464.2 1,332.3 1,665.4413.6 517.0 1,332.3 1,665.4466.1 582.6 1,332.3 1,665.4466.1 582.6 1,332.3 1,665.4371.3 464.2 1,332.3 1,665.4

In x 120% (A) AT In x 120% (A) BT

AT BT250 700500 1400

SEC 5 5VA 40 30

PRIM

AT BT250 700500 1400

SEC 5 5VA 40 30

PRIM



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Tabla 11.20: Cálculo de burden de TC’s de bushing de transformador de potencia.

Si bien es cierto que el burden calculado en la tabla 11.20 no coincide con los de

la tabla 11.18 y 11.19 es porque se ha evaluado la saturación de los TC’s y ha

sido necesario modificar los VA para evitarla.

El paso final es la verificación de la saturación del TC:

Tabla 11.21: Análisis de saturación de TC’s.

El estándar IEEE C37.110 en al apartado 4.5.2 recomienda que el factor de

saturación sea menor a 0.75. De acuerdo a los valores mostrados en la tabla 11.21

los valores pueden ser ubicados dentro de esta recomendación; cabe señalar que

Burden Lado AT:Carga Núcleo TC: Carga (Ω)Resistencia cableado 12 AWG 5.21 Ω/km 0.03 km 0.313Resistencia Rele 0.04 1 0.040Resistencia TC ( 5A Sec.) 0.00188 Ω/esp. 100 esp. 0.188Total (Ω) 0.540

Cosø = 0.8 W 13.50VA 16.88

Burden Lado BT:Carga Núcleo TC: Carga (Ω)Resistencia cableado 12 AWG 5.21 Ω/km 0.03 m 0.313Resistencia Rele 0.04 1 0.040Resistencia TC ( 5A Sec.) 0.00188 Ω/esp. 280 esp. 0.525Total (Ω) 0.878

Cosø = 0.8 W 21.94VA 27.43

V. U. Cantidad

V. U. Cantidad



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estos valores de corriente de cortocircuito se dan en el año 2024, considerando

que el valor de SF se encuentra en el rango recomendado se considera aceptable.

11.6 Resumen de resultados de cálculo

Se resume las características de los transformadores de corriente que forman

parte del estudio:

Tabla 11.22: Resumen TC’s en bushings de Transformador de Potencia - Convertidor.

Tabla 11.23: Resumen TC’s en bushings de Transformador de Potencia - Chilina.

Tabla 11.24: Resumen TC’s– Barras Convertidor y Chilina

RATIO REFERENCIALONAN ONAF (S1 - S2) (S1 - S3)

Lado 138 kV Núcleo N° 01 CT 1 1U, 1V, 1W 25 324.7 399.6 200/5 400/5 5P20Núcleo N° 02 CT 1 1U, 1V, 1W 25 324.7 399.6 200/5 400/5 5P20Núcleo N° 03 CT 1 1U, 1V, 1W 15 324.7 399.6 200/5 400/5 0.2

Lado 35.5 kV Núcleo N° 01 CT 2 2u, 2v, 2w 25 1057.1 1301.1 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 02 CT 2 2u, 2v, 2w 25 1057.1 1301.1 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 03 CT 2 2u, 2v, 2w 25 1057.1 1301.1 700/5 1400/5 0.2

DEVANADO USO Nº CT BORNES VA CORRIENTE (A) CLASE

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE - NORMA DE FABRICACION IEC 60044

RATIO REFERENCIALONAN ONAF (S1 - S2) (S1 - S3)

Lado 33.5 kV Núcleo N° 01 CT 3 1U, 1V, 1W 40 388.4 485.5 250/5 500/5 5P20Núcleo N° 02 CT 3 1U, 1V, 1W 40 388.4 485.5 250/5 500/5 5P20Núcleo N° 03 CT 3 1U, 1V, 1W 20 388.4 485.5 250/5 500/5 0.2

Lado 10.4 kV Núcleo N° 01 CT 4 2u, 2v, 2w 30 1110.3 1387.9 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 02 CT 4 2u, 2v, 2w 30 1110.3 1387.9 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 03 CT 4 2u, 2v, 2w 30 1110.3 1387.9 700/5 1400/5 0.2

B) TRANSFORMADOR POTENCIA 20/25 MVA ONAN/ONAF, 33.5/10.4 KV - CHILINATRANSFORMADORES DE CORRIENTE - NORMA DE FABRICACION IEC 60044

DEVANADO USO Nº CT BORNES VA CORRIENTE (A) CLASE

RATIO REFERENCIAL(S1 - S2) (S1 - S3)

Lado 138 kV - TF 65/80 MVA Núcleo N° 01 CT 5 138 25 324.7 399.6 200/5 400/5 5P20Núcleo N° 02 CT 5 138 25 324.7 399.6 200/5 400/5 5P20Núcleo N° 03 CT 5 138 15 324.7 399.6 200/5 400/5 0.2

Lado 35.5 kV - TF65/80 MVA Núcleo N° 01 CT 6 35.5 25 1057.1 1301.1 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 02 CT 6 35.5 25 1057.1 1301.1 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 03 CT 6 35.5 25 1057.1 1301.1 700/5 1400/5 0.2

Lado 33.5 kV - TF 20/25 MVA Núcleo N° 01 CT 7 33.5 40 388.4 485.5 250/5 500/5 5P20Núcleo N° 02 CT 7 33.5 40 388.4 485.5 250/5 500/5 5P20Núcleo N° 03 CT 7 33.5 20 388.4 485.5 250/5 500/5 0.2

Lado 10.4 kV - TF 20/25 MVA Núcleo N° 01 CT 8 10.4 30 1110.3 1387.9 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 02 CT 8 10.4 30 1110.3 1387.9 700/5 1400/5 5P20Núcleo N° 03 CT 8 10.4 30 1110.3 1387.9 700/5 1400/5 0.2

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE - NORMA DE FABRICACION IEC 60044

NominalCORRIENTE (A) CLASEBARRA USO Nº CT kV VA



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12. CONCLUSIONES:

De los análisis de estado estacionario se concluye que:• La subestación Convertidor 75 MVA es técnicamente viable, ya que presenta

un desempeño adecuado desde el punto de vista de tensiones, cargabilidad

y confiabilidad; el transformador de potencia de 75 MVA llega a una

cargabilidad máxima de 91% en condiciones de máxima demanda para el año

2036.

• La subestación Chilina 25MVA es técnicamente viable, ya que presenta un

desempeño adecuado desde el punto de vista de tensiones, cargabilidad y

confiabilidad.

• En la subestación Chilina con transformador de potencia de 25MVA no

presenta sobrecarga hasta el año 2034, el valor máximo en condiciones de

máxima demanda para este año es de 96%; el año 2035 ya presenta una

sobrecarga con un valor máximo de 101%.

• En condición normal la incorporación de las subestaciones de Convertidor y

Chilina no perjudicarán las tensiones de operación en el nivel de 138 kV y

33 kV de la zona en estudio analizado, dado que las tensiones se encuentran

dentro del ±5% de la tensión nominal, cumpliendo con la Norma Técnica de

Calidad de los Servicios Eléctricos.

• Los resultados de flujo de carga en operación normal, indican que no existe

sobrecarga en las líneas de transmisión de la zona en estudio.

• La ampliación de la subestación Convertidor permitirá aliviar la carga de las

Subestaciones de Parque Industrial y Jesús 138/33 kV, además permitirá

atender cargas futuras en la zona.

• La ampliación de la subestación Chilina con un transformador de potencia de

25 MVA permite aliviar la cargabilidad del transformador actual en un 43%,

además permitirá atender las cargas futuras en la zona.

De los cálculos de cortocircuito se concluye que:• La puesta en paralelo de los transformadores de la subestación Convertidor

en la barra 33 kV y los proyectos de generación ocasiona un incremento de

la corriente de cortocircuito significativamente, el valor se incrementa en un

20%, en la barra de 138 kV se incrementa en un 16%.

• La puesta en paralelo de los transformadores de la subestación Chilina en la

barra de 33 kV y los proyectos de generación ocasiona un incremento de la

corriente de cortocircuito significativamente, el valor se incrementa en un

19%, en la barra de 10 kV se incrementa en un 64%.



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• Es necesario la evaluación de la saturación de los transformadores de

corriente existentes y el análisis de tensiones de toque y de paso de la red de

tierra profunda en las dos subestaciones de potencia inmersas en el estudio.

De los cálculos de saturación de transformadores de corriente:• Los transformadores a utilizar son tipo multiratio y cuentan con núcleos de

medición y protección.

• Los transformadores son sometidos a pruebas de relación de transformación,

la cual debe cumplir a cabalidad con la hoja de fabricante.

• Tomar en cuenta la utilidad de los transformadores de medición en la

subestación para poder monitorear los parámetros eléctricos en todo el

sistema y poder así activar las protecciones respectivas por cualquier

anormalidad que se pueda presentar.

• Las corrientes de cortocircuito utilizadas fueron las máximas entre los años

2015 al 2036.

13. ANEXO 01 – Esquemas de simulaciones de Flujo de Carga

Año 2015 – Situación Actual

Año 2017 – Sin proyecto

Año 2017 – Con Proyecto





14. ANEXO 02 – Esquemas de simulaciones de Corto circuito

Año 2015 – Situación Actual

Año 2017 – Sin proyecto



Documents

Análisis de Flujo de Potencia y Cortocircuito_Chilina