ANEXO L - COES

Informe COES/DP-01-2014 “Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de

Transmisión 2015 - 2024”

08/09/2014

Propuesta Definitiva

Dirección de Planificación de Transmisión Anexo L Pág. 1

COES

ANEXO L:

FECHA REQUERIDA PROBABLE DE

INGRESO DE LOS PROYECTOS DEL

PLAN VINCULANTE 2020

577



08/09/2014



COES

1 FECHA REQUERIDA PROBABLE DE INGRESO DE LOS PROYECTOS DEL PLAN

VINCULANTE 2020

Para definir la fecha probable de ingreso en operación en el sistema de los proyectos

vinculantes definidos hasta el año 2020; los cuales son el resultado de la presente

Actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2015 - 2024, se realizan análisis

eléctricos y energéticos para el periodo 2015 – 2018, considerando la expansión de la

generación determinística, demanda media e hidrología promedio.

1.1 Casos de análisis

Para la evaluación de la operación del sistema, se consideran dos escenarios de expansión

del sistema de transmisión:

Caso Base: En todo el horizonte de análisis no se consideran los proyectos de transmisión

que forman parte de los proyectos del Plan Vinculante al 2020. Es importante resaltar que si

bien aún existen proyectos del Plan Vinculante definidos en el PT 2013 – 2022 que no han

sido licitados, se consideran como construidos al año 2018.

Caso con Proyectos Vinculantes: Considera la operación de los proyectos de transmisión

del Plan Vinculante que se indican en la Tabla 1.1 cuya fecha de ingreso en operación está

en función a la necesidad del sistema, con lo cual se define sus fechas probables de ingreso.

578



08/09/2014



COES

Tabla 1.1 Proyectos Vinculantes de la Actualización del Plan de Transmisión 2015 – 2024

LT Mantaro - Nueva Yanango 500 kV.

LT Nueva Yanango - Carapongo 500 kV.

LT Yanango - Nueva Yanango 220 kV.

SE Nueva Yanango 500/220 kV.

LT Nueva Yanango - Nueva Huánuco 500 kV.

SE Nueva Huánuco 500/220/138 kV.

LT Nueva Huánuco - Yungas 220 kV.

SE Yungas 220 kV.

LT Tingo María - Chaglla 220 kV.

Seccionamiento en SE Nueva Huánuco de LT Chaglla - Paragsha 220 kV.

Seccionamiento en SE Nueva Huánuco de LT Tingo María - Vizcarra 220 kV.

LT Nueva Huánuco - Amarilis 138 kV.

Reconfiguración de LT Chilca - Planicie - Carabayllo de dos circuitos de 220 kV a uno de 500 kV y

ampliaciones asociadas.

Ampliación 500/220 kV en SE Chilca (segundo transformador).

Ampliación 500/220 kV en SE Planicie (nuevo patio a 500 kV y un transformador).

Repotenciación a 1000 MVA L.T Carabayllo - Chimbote 500 kV con inclusión de compensación de

capacitores serie.

Repotenciación a 1000 MVA L.T Chimbote - Trujillo 500 kV con inclusión de compensación de capacitores

serie.

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-200 MVAR en 500 kV en SE Trujillo. (**)

LT Tintaya - Azángaro 220 kV.(*)

Repotenciación a 250 MVA LT Chiclayo - Carhuaquero 220 kV.

Repotenciación a 250 MVA LT Oroya - Carhuamayo 220 kV.

Repotenciación a 250 MVA LT Mantaro - Huancavelica 220 kV.

Seccionamiento en SE La Niña de LT Piura - Chiclayo 220 kV.

SE Nueva Carhuaquero 220 kV (**)

LT Aguaytia - Pucallpa 138 kV (segundo circuito). (*)

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-100 MVAR en 220 kV en SE Planicie. (**)

Banco de reactores de 50 MVAR en 220 kV en SE La Niña. (**)

Banco de condensadores de 20 MVAR en 60 kV en SE Zorritos. (**)

Nota: Todos los costos fueron estimados de acuerdo a los módulos de precios de Osinergmin

(*) Sustentado por el criterio N-1 de la Norma

(**) Sustentado por análisis eléctricos y del análisis por el Art. 14 del Reglamento de Transmisión.

Costo de Inversión 530 Millones U$S

Plan Vinculante 2020Proyecto Enlace 500 kV Mantaro - Nueva Yanango - Carapongo, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas:

Proyecto Enlace 500 kV Nueva Yanango - Nueva Huánuco, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas:

Proyecto Cambio nivel de tensión a 500 kV LT Chilca - Planicie - Carabayllo 220 kV y ampliaciones asociadas:

Proyecto Repotenciación a 1000 MVA de LT Carabayllo - Chimbote - Trujillo 500 kV:

Otros Proyectos en 220 kV y 138 kV:

Proyectos de Compensación Reactiva:

579



08/09/2014



COES

1.2 Premisas para el análisis del periodo 2015 - 2018

Modelos de Simulación

Se utiliza el modelo de simulación de la operación económica SDDP, el cual da

resultados en resolución mensual y por cinco bloques horarios. Se utiliza

hidrología promedio.

Se utiliza el modelo de simulación de la operación eléctrica DIgSILENT.

Demanda y Expansión de la Generación y Transmisión

Se considera la proyección de la demanda en el periodo 2015 – 2018; así como el

plan de obras de generación y transmisión para el mismo periodo; indicado en el

acápite 3.6 del Informe (Expansión Base del SEIN).

En el presente periodo de estudio no se ha considerado la operación del

gasoducto del Sur, por lo que las plantas de generación del Nodo Energético del

Sur operan con Diesel. Cabe indicar que para el año 2018 se considera un

programa de obras de generación estimado, en el cual se considera la operación

de los proyectos hidroeléctricos Curibamba (163 MW), Rapay 2 (80 MW), Olmos I

(50 MW) y Ampliación Moyopampa (45 MW).

El programa de obras de transmisión considera los proyectos que conforman el

Plan Vinculante que fue resultado de la Actualización del Plan de Transmisión del

periodo 2013- 2022.

No se considera intercambio de potencia y energía con el Ecuador.

Costos Variables y Mantenimientos de Generación

Se consideran los costos de los combustibles utilizados en el estudio para la

Fijación Tarifaría del periodo Mayo 2013 – Abril de 2014.

Se considera el programa de mantenimiento de generación utilizado para el

Programa de Mediano Plazo del mes de diciembre de 2013. Para el largo plazo

se estiman las fechas de los mantenimientos.

580



08/09/2014



COES

Gas Natural de Camisea

Se considera una capacidad firme de gas de Camisea para generación eléctrica

de 452 MMPCD desde el 2014 (incluye consumo de las CCTT Fénix y Santo

Domingo de los Olleros). A partir del 2016 se considera que no existe limitación.

Para el periodo de 2015, las centrales térmicas que usan gas natural de Camisea

operan con sus volúmenes firmes de contratos. A partir del 2016 operan según

sean requeridas, considerando un criterio de eficiencia, debido a que se considera

la ampliación del ducto.

En todo el periodo de análisis se considera que aún no se cuenta con el ducto de

gas natural al Sur del Perú, con la finalidad de evaluar el impacto de esta

condición en la operación del SEIN.

Despacho de Generación

En el bloque de punta no se considera el aporte de potencia de las centrales

solares.

Se considera que las centrales del nodo energético del Sur operan con

combustible diesel en todo el periodo de análisis; es decir no se considera su

operación con gas natural.

Las centrales de reserva fría y del nodo energético del Sur participan en la

operación por despacho económico.

Líneas de enlace entre zonas

Se considera el ingreso de la LT Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya –

Montalvo de 500 kV en enero del año 2017, con capacidad de transporte de 1400

MVA. Asimismo, se considera que esta línea esta compensada al 50% de su

reactancia en los tramos de 500 kV Mantaro - Marcona y Marcona – Nueva

Socabaya.

581



08/09/2014



COES

Se considera que la capacidad de transporte de la LT Mantaro – Cotaruse –

Socabaya de 220 kV es mayor a 500 MW a partir del ingreso de la LT Mantaro –

Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo de 500 kV.

Se considera la capacidad de transmisión total Centro – Sur:

- 2015 : 900 MW

- 2016 : 1300 MW

- 2017 – 2018 : No existe restricción en la transmisión

Los valores de la capacidad de transferencia son preliminares. Actualmente se está

desarrollando un estudio para definir los valores finales a nivel de planificación.

1.3 Resultados del Caso Base (Sin Plan Vinculante)

A continuación se hace un análisis de los principales resultados de flujos promedios

obtenidos mediante el modelo de simulación de la operación económica.

LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV

En la Figura 1.1 y en la Figura 1.2 se muestran los flujos de potencia por la LT Carhuaquero –

Chiclayo de 220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización respecto a su capacidad de

transporte, respectivamente.

Figura 1.1 Flujo de Potencia (MW) en la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV

-50

0

50

100

150

200

250

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso Base Límite

Flujo en la LT Carhuaquero - Chiclayo de 220 kV

582



08/09/2014



COES

Figura 1.2 Porcentaje de carga en la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV

De los resultados se observa que en todo el horizonte la línea operaría al 100% de su

capacidad, incrementándose la congestión con el ingreso de la LT Carhuaquero – Cajamarca

– Caclic – Moyobamba de 220 kV, donde el flujo por la línea Carhuaquero – Cajamarca de

220 kV es en ambos sentidos, lo cual dependerá del despacho de las unidades de

generación en el área de Chiclayo, Piura y Talara. Por lo tanto se recomienda la

repotenciación de la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV para el año 2017.

LT La Niña – Piura de 220 kV

En la Figura 1.3 y Figura 1.4 se muestran los flujos de potencia por la LT La Niña – Piura de

220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización respecto a su capacidad de transporte,

respectivamente.

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

aCaso Base

Caso Base

% de carga en la LT Carhuaquero - Chiclayo de 220 kV

583



08/09/2014



COES

Figura 1.3 Flujo de Potencia (MW) en la LT La Niña – Piura de 220 kV

Figura 1.4 Porcentaje de carga en la LT La Niña – Piura de 220 kV

De los resultados se observa que el sentido del flujo por la línea es de La Niña hacia Piura,

donde al año 2018 dicha línea llega a operar hasta un máximo del 81% de su capacidad de

transporte, por lo que se requiere el seccionamiento de la línea Chiclayo – Piura de 220 kV

en la SE La Niña para el año 2018, con la finalidad de equilibrar los flujos con el circuito

paralelo.

-100

0

100

200

300

400

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso Base Límite

Flujo en la LT La Niña - Piura de 220 kV

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a

Caso Base

Caso Base

% de carga en la LT La Niña - Piura de 220 kV

584



08/09/2014



COES

Asimismo, dentro de los Proyectos Vinculante se propone la repotenciación de la línea en

500 kV Carabayllo – Chimbote – Trujillo que incluye la instalación de compensación serie en

dicha línea, lo que implicaría incrementar el flujo por la LT La Niña – Piura de 220 kV. Por lo

tanto se recomienda el seccionamiento de la LT Piura – Chiclayo 220 kV para el año 2018.

LT Aguaytía – Pucallpa de 138 kV

En la Figura 1.5 y Figura 1.6 se muestran los flujos de potencia en la LT Aguaytía – Pucallpa

de 138 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su capacidad de


Figura 1.5 Flujo de Potencia (MW) en la LT Aguaytía – Pucallpa de 138 kV

0

25

50

75

100

125

150

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso Base Límite

Flujo en la LT Aguaytía - Pucallpa de 138 kV

585



08/09/2014



COES

Figura 1.6 Porcentaje de carga en la LT Aguaytía – Pucallpa de 138 kV

Se observa que la repotenciación a 75 MVA en esta línea; prevista para el año 2015,

responde adecuadamente en los primeros años del periodo de análisis, pero a finales del

2016 ésta línea alcanza el 80% de carga, y un 88% en el año 2018. Sin embargo, debido al

bajo perfil de tensión que se presenta en la zona de Pucallpa, se recomienda la segunda

terna para el año 2017.

LT Mantaro – Huancavelica de 220 kV

En la Figura 1.7 y Figura 1.8 se muestran los flujos de potencia en la LT Mantaro –

Huancavelica de 220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su

capacidad de transporte, respectivamente.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

aCaso Base

Caso Base

% de carga en la LT Aguaytía - Pucallpa de 138 kV

586



08/09/2014



COES

Figura 1.7 Flujo de Potencia (MW) en la LT Mantaro – Huancavelica de 220 kV

Figura 1.8 Porcentaje de carga en la LT Mantaro – Huancavelica de 220 kV

Se observa que la puesta en operación de la Ampliación de la SE Huancavelica (Conexión de

la LT Mantaro – Independencia de 220 kV en la SE Huancavelica); prevista para finales del

2016, logra un reparto equitativo de los flujos en las líneas de enlace entre las subestaciones

Mantaro e Independencia; tal como se observa para el año 2017. Asimismo, en el año 2018

llega a operar al 84% de su capacidad, por lo que se requiere de su repotenciación para el

año 2020.

LT Carhuamayo – Oroya de 220 kV

0

100

200

300

400

500

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso Base Límite

Flujo en la LT Mantaro - Huancavelica de 220 kV

Conexión en Huancavelica de la LT Mantaro -Independencia de 220 kV (Ampliación de la SE Huancavelica)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a

Caso Base

Caso Base

% de carga en la LT Mantaro - Huancavelica de 220 kV

Reducción del porcentaje de carga.

587



08/09/2014



COES

En la Figura 1.9 y Figura 1.10 se muestran los flujos de potencia en la LT Carhuamayo –

Oroya de 220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su capacidad de


Figura 1.9 Flujo de Potencia (MW) en la LT Carhuamayo – Oroya de 220 kV

Figura 1.10 Porcentaje de carga en la LT Carhuamayo – Oroya de 220 kV

Se observa que esta línea presenta un porcentaje de carga menor al 20% hasta antes del

ingreso en operación de la CH Chaglla (agosto de 2016). A partir del ingreso en operación de

esta central, el flujo se incrementa al 100% y se mantiene así en todo el periodo de análisis.

En ese sentido se recomienda la repotenciación de esta línea para el 2017.

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso Base Límite

Flujo en la LT Carhuamayo - Oroya de 220 kV

Ingreso de la CH Chaglla (456 MW) en Agosto de 2016.

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a

Caso Base

Caso Base

% de carga en la LT Carhuamayo - Oroya de 220 kV

Congestión debido al Ingreso de la CH Chaglla (456 MW)

588



08/09/2014



COES

LT Carhuamayo – Pomacocha de 220 kV


Pomacocha de 220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su

capacidad de transporte, respectivamente.

Figura 1.11 Flujo de Potencia (MW) en la LT Carhuamayo – Pomacocha de 220 kV

Figura 1.12 Porcentaje de carga en la LT Carhuamayo – Pomacocha de 220 kV

Se observa que en esta línea se presenta un incremento significativo de carga a partir del

ingreso de la CH Chaglla; presentando un porcentaje de carga mayor a 80% en el 2016 y

llegando al 89% en el 2018. Esto evidencia que en la zona Centro, se requieren de nuevos

proyectos de transmisión que permitan reducir los flujos en esta línea. Estos proyectos están

-100

-50

0

50

100

150

200

250

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso Base Límite

Flujo en la LT Carhuamayo - Pomacocha de 220 kV

Incremento del flujo debido al ingreso de la CH Chaglla.

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a

Caso Base

Caso Base

% de carga en la LT Carhuamayo - Pomacocha de 220 kV

Incremento del porecentaje de carga debido al ingreso de la CH Chaglla.

589



08/09/2014



COES

contemplados en el presente Plan Vinculante, los cuales se prevé su ingreso para el año

2020.

Adicionalmente, se realizaron simulaciones eléctricas con el fin de analizar si se requieren

adelantar algunos proyectos del Plan de Transmisión que permitan mejorar la operación del

sistema. En los resultados con Plan Vinculante se muestran de manera comparativa los

resultados obtenidos para ambos casos, considerando el año más probable de ingreso en

operación para el caso con Plan Vinculante

1.4 Resultados con Plan Vinculante

A continuación se describe los resultados de flujos y de porcentajes de carga que se obtienen

al considerar los proyectos del Plan Vinculante.

Repotenciación de la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV

En la Figura 1.13 y Figura 1.14 se muestran los flujos de potencia en la LT Carhuaquero –

Chiclayo de 220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su capacidad

de transporte, respectivamente, considerando el Proyecto Vinculante “Repotenciación de la

LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV” de 112 MVA a 250 MVA.

Figura 1.13 Flujo de Potencia (MW) en la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV

-50

0

50

100

150

200

250

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW

Caso con Proyectos Vinculantes Límite

Flujo en la LT Carhuaquero - Chiclayo de 220 kV

Proyecto Vinculante: Repotenciación de la línea recomendada para el año 2017.

590



08/09/2014



COES

Figura 1.14 Porcentaje de carga en la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220 kV

Se observa que en el año 2017; la repotenciación de la LT Carhuaquero – Chiclayo de 220

kV permite evacuar sin restricción la generación de la CH Carhuaquero, la cual se encontraba

limitada debido a la congestión en esta línea provocada por un incremento de flujo de

potencia en la LT Cajamarca – Carhuaquero de 220 kV. Por lo tanto se recomienda que la

repotenciación de esta línea ingrese en operación en el año 2017.

Seccionar en la SE La Niña la LT Chiclayo – Piura de 220 kV

La implementación de este Proyecto Vinculante consigue que las subestaciones de 220 kV

La Niña y Piura estén enlazadas por dos circuitos de 180 MVA. En la Figura 1.15 y Figura

1.16 se muestran los flujos de potencia por la LT La Niña – Piura de 220 kV en magnitud y

en porcentaje de utilización respecto a su capacidad de transporte, respectivamente.

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

aCaso con Proyectos Vinculantes

Caso con Proyectos Vinculantes

% de carga en la LT Carhuaquero - Chiclayo de 220 kV

La Repotenciación permite eliminar la congestión.

591



08/09/2014



COES

Figura 1.15 Flujo de Potencia (MW) en la LT La Niña - Piura de 220 kV

Figura 1.16 Porcentaje de carga en la LT La Niña – Piura de 220 kV

Para el año 2018 con la implementación del Proyecto Vinculante “Repotenciación de la LT

Carabayllo – Chimbote – Trujillo de 500 kV” el flujo de potencia por la LT La Niña – Piura de

220 kV se incrementará hasta superar su límite de transporte.

Asimismo, tal como se muestra en la Figura 1.15, se observa que la conexión de la LT

Chiclayo – Piura de 220 kV en la SE La Niña logra evitar la congestión en la LT La Niña –

Piura de 220 kV; ya que duplica su capacidad de transporte. Por lo tanto se recomienda que

este proyecto vinculante ingrese en operación en el año 2018.

-100

0

100

200

300

400

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW


Flujo en la LT La Niña - Piura de 220 kV

Proyecto Vinculante:Conexión de la LT Chiclayo -Piura 220 kV en la SE La Niña.

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a



% de carga en la LT La Niña - Piura de 220 kVReducción de la carga debido conexión de la LT Chiclayo - Piura 220 kV en la SE La Niña.

592



08/09/2014



COES

SVC -200/+400 MVAR en la SE Trujillo

Para incrementar el flujo de potencia hacia la zona Norte del país a través de la LT

Carabayllo – Chimbote – Trujillo 500 kV se requiere repotenciar dicha línea a 1000 MVA para

el periodo 2017 - 2018; esta repotenciación está asociada con la instalación de un SVC en la

SE Trujillo cuyo ingreso se requiere para el mismo periodo (2017 – 2018), debido a que dicho

SVC permitirá controlar también las altas tensiones en la SE La Niña 500 kV; las cuales se

presentan desde el año 2015.

En la Figura 1.17 se muestra el perfil de tensión colindante a la zona de La Niña, donde

mediante el SVC de Trujillo se logra controlar el perfil de tensión.

Figura 1.17 Perfil de tensiones en Trujillo, Chimbote y La Niña sin y con proyecto del Plan Vinculante

Repotenciación de la LT Carabayllo – Chimbote – Trujillo de 500 kV a 1000 MVA

La repotenciación de la LT Carabayllo – Chimbote – Trujillo 500 kV permitirá incrementar el

flujo de potencia por dichas líneas, para el cual se requiere instalar compensación serie en el

tramo Carabayllo – Chimbote y Chimbote - Trujillo, cuya instalación se recomienda para el

periodo 2017 - 2018.

Compensación Reactiva en la SE Zorritos

0.925

0.95

0.975

1

1.025

1.05

1.075

1.1

1.125

Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual

La Niña Trujillo Chimbote

Te

nsió

n O

pe

rati

va

(p

.u.)

TENSIONES DE 500 kV / ANTEPROYECTO: SVC Trujillo - Año 2017

Avenida Mínima Estiaje Mínima Máxima Anual Av.Min.-Con PV Es.Min.-Con PV Max.Anual-Con PV

OPERACIÓN EN ALERTA

OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


593



08/09/2014



COES

En la zona de Norte (Talara, Zorritos) se tiene bajo perfil de tensión, por lo que se requiere

del despacho de la CT Malacas para el control de tensión. Con el fin de no depender del

despacho de la CT Malacas para el control de las tensiones, se propone la instalación de

bancos de capacitores de 20 MVAR en la SE Zorritos 60 kV a partir del año 2016.

En la Figura 1.19 se muestra en perfil de tensión en la zona de Zorritos, Talara, Piura y La

Niña para el año 2016, para los casos sin bancos y con bancos de capacitores en Zorritos 60

kV; es decir sin y con Proyecto Vinculante, respectivamente. Se observa que la

compensación propuesta consigue mantener el perfil de tensión en estas barras dentro de los

límites de operación normal.

Figura 1.18 Perfil de tensión en Zorritos, Talara, Piura y La Niña para el año 2016

Nueva LT Aguaytía – Pucallpa de 138 kV

En la Figura 1.19 y Figura 1.20 se muestran los flujos de potencia en la LT Aguaytía –

Pucallpa de 138 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su capacidad

de transporte, respectivamente, considerando el Proyecto Vinculante “Nueva LT Aguaytía –

Pucallpa de 138 kV de 75 MVA.

0.85

0.875

0.9

0.925

0.95

0.975

1

1.025

1.05

1.075

Avenida MaxAnual Avenida MaxAnual Avenida MaxAnual Avenida MaxAnual

Zorritos Talara Piura La Niña

Te

nsió

n O

pe

rati

va

(p

.u.)

TENSIONES DE 220 kV / ANTEPROYECTO: Banco de Capacitores en Zorritos 60 kV - Año 2016

Av.Max. Av.Med. Max.Anual Av.Max.-Con Bc Zorr. Av.Med.-Con Bc Zorr. Max.Anual-Con Bc Zorr.


OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL

594



08/09/2014



COES

Figura 1.19 Flujo de Potencia (MW) en la LT Aguaytía – Pucallpa de 138 kV

Figura 1.20 Porcentaje de carga en la LT Aguaytía – Pucallpa de 138 kV

Tal como se observa en la Figura 1.20 en la LT Aguaytía – Pucallpa de138 kV se presenta un

porcentaje de carga superior al 80% a finales del 2016. Con la puesta en servicio del

Proyecto Vinculante Nueva LT Aguaytía – Pucallpa de138 kV en el año 2017 el porcentaje de

carga se mantiene alrededor de 40%.

En la Figura 1.21 se muestra el perfil de tensión en la zona de Aguaytía y Pucallpa para el

año 2017. Tal como se aprecia, la segunda terna Aguaytía – Pucallpa 138 kV adelantada

para el año 2017, consigue mitigar los problemas de tensión (bajo perfil de tensión) en el área

0

25

50

75

100

125

150

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW


Flujo en la LT Aguaytía - Pucallpa de 138 kV

El ingreso del Proyecto Vinculante: Nueva LT Aguaytía - Pucallpa de 138 kV.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a



% de carga en la LT Aguaytía - Pucallpa de 138 kV

Reducción del porcentaje de carga debido al ingreso de la Nueva LT Aguaytía - Pucallpa de 138 kV.

595



08/09/2014



COES

de influencia; ocasionados por el incremento de la demanda en Pucallpa. Por lo tanto se

recomienda que éste proyecto ingrese en operación en el año 2017.

Figura 1.21 Perfil de tensiones en Aguaytía y Pucallpa sin y con proyecto del Plan Vinculante

Repotenciación de la LT Carhuamayo – Oroya de 220 kV


Oroya de 220 kV en magnitud y en porcentaje de utilización con respecto a su capacidad de

transporte, respectivamente, considerando el Proyecto Vinculante “Repotenciación de LT

Carhuamayo – Oroya de 220 kV de 150 MVA a 250 MVA.

0.89

0.91

0.93

0.95

0.97

0.99

1.01

1.03

1.05

Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual Avenida Estiaje MaxAnual

Pucallpa Aguaytia Aguaytia

138 kV 220 kV

Te

nsió

n O

pe

rati

va

(p

.u.)

TENSIONES / ANTEPROYECTO: Nueva LT 138 kV Aguaytia-Pucallpa / Año 2017

Avenida Máxima Estiaje Máxima Máxima Anual Av.Max.-Con PV Es.Max.-Con PV Max.Anual-Con PV


OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


596



08/09/2014



COES

Figura 1.22 Flujo de Potencia (MW) en la LT Carhuamayo – Oroya de 220 kV

Figura 1.23 Porcentaje de carga en la LT Carhuamayo – Oroya de 220 kV

En esta línea se observó congestión a partir del ingreso de la CH Chaglla (agosto de 2016) y

por lo tanto se propuso su repotenciación para inicios del año 2017. Tal como se observa;

con la implementación de este Proyecto Vinculante “Repotenciación de la LT Carhuamayo –

Oroya de 220 kV” se consigue incrementar el flujo que transporta y a la vez reducir su

porcentaje de carga. En tal sentido se recomienda que la repotenciación de esta línea ingrese

en el año 2017.

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

MW


Flujo en la LT Carhuamayo - Oroya de 220 kV

Plan Vinculante: Repotenciación de la LT Carhuamayo - Oroya de 220 kV.

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

01

/20

15

-01

04

/20

15

-01

07

/20

15

-01

10

/20

15

-01

01

/20

16

-01

04

/20

16

-01

07

/20

16

-01

10

/20

16

-01

01

/20

17

-01

04

/20

17

-01

07

/20

17

-01

10

/20

17

-01

01

/20

18

-01

04

/20

18

-01

07

/20

18

-01

10

/20

18

-01

Carg

a



% de carga en la LT Carhuamayo - Oroya de 220 kV Reducción del porcentaje de carga debido a la Repotenciación de la LT Carhuamayo - Oroya de 220 kV.

597



08/09/2014



COES

SVC en Lima

En la zona de Lima se tienen altas tensiones en el bloque de mínima demanda desde el año

2015; mientras que en el bloque de máxima demanda se tienen perfiles de tensión que están

al límite de la tensión de operación, por lo que se recomienda la instalación de un SVC en la

SE La Planicie desde el año 2017, el cual permitirá controlar los niveles de tensión de la zona

de Lima, inclusive en condiciones en que no operen las centrales térmicas de la zona de

Lima.

En la Figura 1.24 y Figura 1.25 se muestran los perfiles de tensión de la zona de Lima para

el año 2017, donde la instalación del SVC en la SE La Planicie permite controlar las

tensiones dentro de los rangos de operación.

Figura 1.24 Tensión en barras de 220 kV del área de Lima sin SVC de la SE La Planicie

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Carabayllo Carapongo Zapallal Planicie Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan

Te

nsió

n O

pe

rati

va

(p

.u.)

TENSIONES 220 kV / AÑO 2017 / SIN SVC PLANICIE

Avenida Máxima Avenida Media Avenida Mínima Estiaje Máxima Estiaje Media Estiaje Mínima Máxima Anual


OPERACIÓN NORMAL

OPERACIÓN NORMAL


598



08/09/2014



COES

Figura 1.25 Tensión en barras de 220 kV del área de Lima con SVC de la SE La Planicie

Proyectos Vinculantes cuya fecha de ingreso se prevé para el 2020

A continuación se indican los proyectos del Plan Vinculante de la presente Actualización del

Plan de Transmisión; cuyo ingreso en operación no se ha visto necesario hasta el 2018, sin

embargo se deberán concretar en el año 2020:

- Repotenciación LT Mantaro – Huancavelica de 220 kV

- SE Huánuco 500/220/138 kV, requiere seccionar la LT Chaglla – Paragsha de 220

kV y la LT Tingo María – Vizcarra de 220 kV

- Línea de 220 kV Tingo María – Chaglla

- Línea de 220 kV Huánuco - Vizcarra

- Línea de 500 kV Huánuco – Nueva Yanango

- Línea de 500 kV Mantaro – Nueva Yanango – Carapongo

- Cambio de tensión de la LT Chilca – La Planicie – Carabayllo de 220 kV a 500 kV y

Transformador 500/220 kV en la SE La Planicie

Cabe resaltar que de los análisis sin proyectos vinculantes se observó que existen líneas de

transmisión de 220 kV en la zona Centro del país que operan por encima del 80% de su

capacidad de transporte. Sin embargo con el ingreso en operación de estos Proyectos

Vinculantes; se consigue reducir el flujo por las líneas de 220 kV de la zona de Paragsha,

Carhuamayo y Oroya, así como, reducir los flujos en las líneas de 220 kV que suministran a

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Ave

nid

a

Esti

aje

Ma

xA

nu

al

Carabayllo Carapongo Zapallal Planicie Chavarria Santa Rosa Balnearios San Juan

Te

nsió

n O

pe

rati

va

(p

.u.)

TENSIONES 220 kV / AÑO 2017 / CON SVC PLANICIE

Av.Max.-Con PV Av.Med.-Con PV Av.Min.-Con PV Es.Max.-Con PV Es.Med.-Con PV Es.Min.-Con PV Max.Anual-Con PV

OPERACIÓN NORMAL


OPERACIÓN NORMAL


599



08/09/2014



COES

Lima de la energía proveniente del área de Mantaro. Es importante indicar también que estos

proyectos se complementan, debido a la conexión en la SE Nueva Yanango de 500 kV.

En la Figura 1.26 y Figura 1.27 se muestran la configuración del sistema de transmisión con

los Proyectos Vinculantes indicados anteriormente, entre los cuales se resalta: “LT Mantaro –

Nueva Yanango - Carapongo de 500 kV”, “SEE Huánuco 500/220/138 kV” y “LT 500 kV

Huánuco – Nueva Yanango de 500 kV.

Figura 1.26 Proyecto Vinculante LT Mantaro – Nueva Yanango – Carapongo de 500 kV

600



08/09/2014



COES

Figura 1.27 Proyectos Vinculantes SE Huánuco 500/220 y LT Huánuco – Nueva Yanango de 500 kV

En cuanto al proyecto “Cambio de tensión de la LT Chilca – La Planicie – Carabayllo de 220

kV a 500 kV y Transformador 500/220 kV en la SE La Planicie”; cabe resaltar que dicho

proyecto se recomienda para el año 2020, con el fin de evitar racionamiento en la zona de

Lima por la indisponibilidad de dichas líneas, además de congestionarse el tramo de línea

Chilca – Nueva Lurín 220 kV. Es importante remarcar que para realizar el cambio de tensión

se recomienda la implementación de la SE Carapongo 500/220 kV así como la SE La

Planicie 500/220 kV; las cuales permitirán suministrar energía a la zona de Lima a través de

dichas subestaciones.

En la Figura 1.28 se muestra en flujo por la LT Chilca – Nueva Lurín 220 kV para el periodo

2015 – 2019, donde no se considera en operación las líneas Chilca – La Planicie –

Carabayllo 220 kV, cuya congestión se produce a partir del año 2019.

601



08/09/2014



COES

Figura 1.28 Flujo de potencia en la LT Chilca – Nueva Lurín de 220 kV

1.5 Resumen de resultados

Del análisis realizado, se muestra en la Tabla 1.2 el listado de los Proyectos Vinculantes con

la fecha probable requerida de ingreso en operación.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-

15

sep-

15

nov-

15

ene-

16

mar

-16

may

-16

jul-

16

sep-

16

nov-

16

ene-

17

mar

-17

may

-17

jul-

17

sep-

17

nov-

17

ene-

18

mar

-18

may

-18

jul-

18

sep-

18

nov-

18

ene-

19

mar

-19

may

-19

jul-

19

sep-

19

nov-

19

% d

e C

arg

a

MW

MW Límite % carga

LT Chilca - Nueva Lurín 220 kV B1

602



08/09/2014



COES

Tabla 1.2 Proyectos Vinculantes y fecha de ingreso requerida

En la Tabla 1.3 se muestra de manera resumida la comparación en el porcentaje de carga

máximo alcanzado en algunas líneas de 220 kV; entre el escenario sin Plan Vinculante (Sin

PV) y el escenario con Plan Vinculante (Con PV) al año 2018, los cuales son el resultado del

presente estudio de Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión.

Año

Requerido

Fecha

Disponible

Estimada

LT Mantaro - Nueva Yanango 500 kV. 2020 2019

LT Nueva Yanango - Carapongo 500 kV. 2020 2019

LT Yanango - Nueva Yanango 220 kV. 2020 2019

SE Nueva Yanango 500/220 kV. 2020 2019

LT Nueva Yanango - Nueva Huánuco 500 kV. 2020 2019

SE Nueva Huánuco 500/220/138 kV. 2020 2019

LT Nueva Huánuco - Yungas 220 kV. 2020 2019

SE Yungas 220 kV. 2020 2019

LT Tingo María - Chaglla 220 kV. 2020 2019

Seccionamiento en SE Nueva Huánuco de LT Chaglla - Paragsha 220 kV. 2020 2019

Seccionamiento en SE Nueva Huánuco de LT Tingo María - Vizcarra 220 kV. 2020 2019

LT Nueva Huánuco - Amarilis 138 kV. 2020 2019

Reconfiguración de LT Chilca - Planicie - Carabayllo de dos circuitos de 220 kV a uno de 500 kV y

ampliaciones asociadas.2020 2018

Ampliación 500/220 kV en SE Chilca (segundo transformador). 2020 2018

Ampliación 500/220 kV en SE Planicie (nuevo patio a 500 kV y un transformador). 2020 2018

Repotenciación a 1000 MVA L.T Carabayllo - Chimbote 500 kV con inclusión de compensación de

capacitores serie.2017-2018 2018

Repotenciación a 1000 MVA L.T Chimbote - Trujillo 500 kV con inclusión de compensación de capacitores

serie.2017-2018 2018

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-200 MVAR en 500 kV en SE Trujillo. 2017-2018 2018

LT Tintaya - Azángaro 220 kV.(*) 2020 2019

Repotenciación a 250 MVA LT Chiclayo - Carhuaquero 220 kV. 2017 2016

Repotenciación a 250 MVA LT Oroya - Carhuamayo 220 kV. 2017 2016

Repotenciación a 250 MVA LT Mantaro - Huancavelica 220 kV. 2020 2016

Seccionamiento en SE La Niña de LT Piura - Chiclayo 220 kV. 2018 2018

SE Nueva Carhuaquero 220 kV 2020 2019

LT Aguaytia - Pucallpa 138 kV (segundo circuito). 2017 2018

Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-100 MVAR en 220 kV en SE Planicie. 2017 2018

Banco de reactores de 50 MVAR en 220 kV en SE La Niña. 2015 2017

Banco de condensadores de 20 MVAR en 60 kV en SE Zorritos. 2016 2017

Plan Vinculante 2020

Proyecto Enlace 500 kV Mantaro - Nueva Yanango - Carapongo, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas:

Proyecto Enlace 500 kV Nueva Yanango - Nueva Huánuco, subestaciones, líneas y ampliaciones asociadas:

Proyecto Cambio nivel de tensión a 500 kV LT Chilca - Planicie - Carabayllo 220 kV y ampliaciones asociadas:

Proyecto Repotenciación a 1000 MVA de LT Carabayllo - Chimbote - Trujillo 500 kV:

Otros Proyectos en 220 kV y 138 kV:

Proyectos de Compensación Reactiva:

603



08/09/2014



COES

Tabla 1.3 Cargas máximas en líneas dentro del área de influencia del los proyectos vinculantes

Se observa que los Proyectos Vinculantes definidos hasta el año 2018, resuelven los

problemas de congestión y de porcentajes de carga cercanos a la capacidad de transporte en

las líneas de transmisión que se indican en la tabla anterior.

Sin PV Con PV Sin PV Con PV Sin PV Con PV Sin PV Con PV Sin PV Con PV

2014 100% 100% -98% -98% 55% 55% -41% -41% 50% 50%

2015 70% 70% -99% -99% 24% 24% -50% -50% 23% 23%

2016 80% 80% -100% -100% -100% -100% -66% -66% -80% -80%

2017 84% 41% -100% -55% -100% -80% -69% -77% -86% -80%

2018 88% 43% -99% -42% -100% -73% -81% -63% -89% -74%

LT

Po

ma

co

ch

a -

Ca

rhu

am

ayo

22

0 k

V

AÑO

LT

Ag

ua

ytía

- P

uca

llp

a 1

38

kV

LT

Ch

icla

yo

- C

arh

ua

qu

ero

22

0 k

V

LT

Oro

ya

- C

arh

ua

ma

yo

22

0 k

V

LT

Piu

ra -

La

Niñ

a 2

20

kV

604

Documents

ANEXO L - COES