ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN
Transcript of ESTUDIO DEL PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN
PRIMER PLAN DE TRANSMISIÓN (PPT)
PRESENTACIÓN Y SUSTENTACIÓN DE LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL PRIMER PLAN DE
TRANSMISIÓN
Audiencia Pública Descentralizada
Parte 2: Presentación de la Versión Preliminar del PPT
Lima 9 de setiembre de 2010
Videoconferencia en simultáneo con Cusco y Trujillo1
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
2
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
3
Reglamento de Transmisión (DS N° 027-2007-EM)
Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión
El Plan de Transmisión incluye:
14.1 Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician
las instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta
el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma
exclusiva a la generación.
14.2 Las instalaciones en Alta o Muy Alta Tensión que permitan la conexión
del SEIN con los Sistemas Eléctricos de países vecinos o la integración
de Sistemas Aislados al SEIN.
14.3 Cualquier instalación que a criterio del COES resulte de importancia
fundamental para el mantenimiento de la seguridad, calidad y fiabilidad
del SEIN.
Alcance del Plan de Transmisión
4
► Periodo de Estudio: Años 2011-2020
► Inicio del Estudio: 01/12/2009
► Fecha de cierre de información: 31/12/2009
► Prepublicación: 08/08/2010
► Audiencia Pública: 09/09/2010
► Entrega de Propuesta del Plan de Transmisión al MINEM y
OSINERGMIN: 01/10/2010
► Plazo para la aprobación del Plan de Transmisión:
30/04/2011
► Vigencia del Plan: 01/05/2011 al 31/12/2012
Fechas Clave en el Desarrollo del
Estudio
5
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
6
Futuro (Incierto)
Planificación de Transmisión
Transmisión
+10 años
Demanda: ¿Crecimiento?
¿Dónde?
Oferta: ¿Nuevos proyectos? ¿Dónde?
Hidrología: ¿Normal, seca,
húmeda?
Combustibles: ¿Precios?
Transmisión
HoyPlan de
Transmisión
El problema de
planificar la
Transmisión:
7
Escenario Base
Transmisión
+10 añosTransmisión
Hoy
Plan de
Transmisión Base
Solución con
Enfoque
Determinístico:
Objetivo:
Mínimo Costo Total
Planificación de Transmisión
8
Solución con
Enfoque
Determinístico:
Planificación de Transmisión
S.T.
+10 años
S.T.
Hoy
S.T.
+10 años
S.T.
Hoy
S.T.
+10 años
S.T.
Hoy
Escenario Base
Escenario Optimista
Escenario Pesimista
PT Base
PT Optimista
PT Pesimista
9
Futuro
(Incierto pero con límites)
Transmisión
+10 añosTransmisión
Hoy
Plan de
Transmisión
ROBUSTO
Solución con
Enfoque
Trade-Off:
Objetivo(s):
Mínima Congestión
Máxima Confiabilidad
Mínimos Costos
Planificación de Transmisión
10
Escenarios
Escenarios
Análisis
Atributos
Perseo
Futuros
Demanda
Oferta
Hidrología
Combustibles,
Etc.
Planes y Opc.
Base
Liviano
Medio
Fuerte Nudos
(262)
Resultados
Verificación
Estudios
Eléctricos
DigSILENT
Intermedios
(26000)
TOR
Interpolación
Trade-Off
Risk
Minimax
Planes
Robustos
CondicionalesRobustos
Condicionales
Metodología Trade-Off/Risk
11
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
12
Optimista Centro
Optimista Norte y
Sur
Medio SEIN
Futuros de Demanda
Tasa de
Crecimiento
Pesimista SEIN
Tasa de
Crecimiento
13
Futuros de Oferta
Generación
Térmica (Gas
Natural)
Generación
Hidro Mayor
Centrales del
Oriente
Generación Hidro
Mediana/Menor con
concesiones
definitivas y
temporales
14
Futuros Demanda-Oferta
15
Escenarios
2 c 0 f 80 c 0 m m
l l l l l l l l ∟ m, a, b: Costo de Combustibles Medio, Alto, Bajo
l l l l l l l ∟ ------ m, o, p: Inversión Media, Optimista, Pesimista
l l l l l l ∟ ------ ------ 0, 1: Convergencia en Perseo (todos los casos son 0)
l l l l l ∟ ------ ------ ------ s, c: Sin y Con redespacho
l l l l ∟ ------ ------ ------ ------ 95, 80, 01: Hidrologías Seca, Mediana, Húmeda
l l l ∟ ------ ------ ------ ------ ------ f, m, l: Planes Fuerte, Medio y Liviano
l l ∟ ------ ------ ------ ------ ------ ------ 0, 5: Exportación a Brasil 0% y 50%
l ∟ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ a, b, c: Generación 60% Térmico, 60% Hidráulico y Sin Desarrollo de CC.HH. En el Oriente
∟ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ 1, 2, 3, 4: Demanda Opt. Norte-Sur, Media, Opt. Centro, Pesimista
Código de Caso de
Escenario
16
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
17
Metodología Trade-Off / Risk
► Método de toma de decisiones para aplicación en
problemas con múltiples objetivos.
► Se aplica en situaciones de incertidumbre, en las que
las variables exógenas pueden tomar valores dentro
de un rango amplio pero acotado.
► Busca una solución de “compromiso”, es decir la
mejor solución considerando todos los objetivos.
► Busca una solución “robusta”, es decir que sea válida
considerando todas las incertidumbres y sus rangos
de variación
18
► Ejemplo para dos atributos a minimizar
Futuro 1
Curva Trade-Off:
Contiene las
mejores soluciones
“A” es la solución de
compromiso entre
los dos atributos
Esta solución
minimiza el Atributo
1 pero es pésima
para el Atributo 2
Esta solución
minmiza el Atributo 2
pero es pésima para
el Atributo 1
Metodología Trade-Off / Risk
19
► Ejemplo con incertidumbre
Futuro 1
Futuro 2
Futuro 3 Futuro “n”
“A” es la solución
robusta
Metodología Trade-Off / Risk
20
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
21
Repotenciación de líneas 220 kV en
las zonas:
► Carhuaquero – Cajamarca
► Zapallal – Paramonga
► Pachachaca – Oroya – Carhuamayo
► Trujillo – Chimbote
► Tingo María – Paragsha –
Conococha – Paramonga
► Ica – Marcona
► Onocora – Tintaya
Líneas Nuevas por Confiabilidad:
► Machupicchu – Quencoro – Onocora
/ Subestación Quencoro 220/138 kV
► Independencia – Marcona –
Socabaya 500 kV
Plan Robusto para el 2020
22
Reforzamiento del Enlace 220 kV Moquegua – Los Héroes
► El reforzamiento no se justifica ni por confiabilidad ni por congestión.
► La zona no cuenta con generación de respaldo salvo la futura central
solar de Tacna de 20 MW, tecnología que no aporta suficientes
reactivos.
► Se requiere una fuente de generación reactiva del orden de 30 MVAr
en la zona. Alternativamente, se sugiere analizar la instalación de
reserva fría de generación en la barra 66 kV de Los Héroes.
Casos Especiales
23
Integración al SEIN de la Zona Nor Oriente
► Se presenta un enlace muy débil en 138 kV a la zona Nor Oriente
(Bellavista, Tarapoto, Moyobamba, Yurimaguas). Se ha encontrado
que la Norma no es totalmente aplicable en el reforzamiento de la
transmisión en estos casos.
► Se recomienda que el reforzamiento del sistema de 138 kV de
conexión al SEIN sea tratado fuera de la expansión de la transmisión
existente del SEIN, como efectivamente ha resultado con la inclusión
del proyecto L.T. 220 kV Cajamarca – Caclic y L.T. 138 Caclic –
Moyobamba en el Plan Transitorio de Transmisión.
Casos Especiales
24
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
25
► Conexión de la central Inambari sin exportación a Brasil
Aporte de Potencia al SEIN: 2,200 MW
► Conexión de las centrales Inambari y Paquitzapango con
exportación a Brasil
Aporte de Potencia al SEIN: 2,100 MW
► Centrales Inambarí, Paquitzapango y Mainique sin
exportación a Brasil
Aporte de Potencia al SEIN: 4,807 MW
► Conexión de las cinco centrales hidroeléctricas con
exportación a Brasil Inambari, Paquitzapango, Mainique,
Tambo 40 y Tambo 60.
Aporte de Potencia al SEIN: 3,354 MW
Futuros de Oferta y las
Centrales de la Amazonia
26
27
Red Colectora EAT
► Los parámetros eléctricos de las líneas que conforman la
red colectora fueron seleccionados de forma tal de
minimizar el ángulo de transmisión del generador más
lejano (Inambari) respecto de los generadores localizados
en el centro de carga del SEIN. La red incluye
compensación serie del 50%.
► La conexión de la red colectora a La zona Centro permite
la vinculación al SEIN de las otras centrales
hidroeléctricas ubicadas en la zona oriental
(Paquitzapango, Mainique, Tambo 40 y Tambo 60).
Red Colectora: parámetros de
las líneas
28
► Se recomienda realizar estudios de investigación y diseño
de líneas en EAT a gran altitud, pues no se cuenta con
experiencia conocida en esta área en el mundo para
circuitos que operen en tensión de 500 kV o superior
► Se recomienda realizar estudios técnicos para investigar
la factibilidad de utilización de sistemas de transmisión a
corriente continua, en la red de transmisión de Oriente,
en el largo plazo, a fin de que amerite que inicialmente se
instale el aislamiento dimensionado para al menos 600
kV DC.
29
Red Colectora: Estudios de
investigación Previos
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
30
Estudios Eléctricos: Características
de los Casos Evaluados
31
► Los estudios de flujo de carga muestran que para
mantener un adecuado perfil de tensión en todo el sistema
se requiere compensación reactiva adicional:
SVC en Piura (-150/+ 50 MVAr).
SVC en Guadalupe (-150/+ 100 MVAr).
► Compensación Serie en la línea de 500 kV Zapallal –
Chimbote – Trujillo – Chiclayo: 40%
► Reactores de Compensación en derivación: Trujillo: 200
MVAr.
► La compensación reactiva está asociada estrechamente al
nivel de carga, el cual es incierto, y por tanto no puede ser
parte de un Plan Robusto. Estos proyectos se definirán en
el Plan Vinculante en el momento que corresponda.
Resultados Obtenidos:
Flujos de Carga - Año 2020
32
Corrientes de Cortocircuito - Falla trifásica en barra Perú Red de 500 kV
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
Ch
icla
yo
50
0
Tru
jillo
50
0
Ch
imb
ote
50
0
Za
pa
lla
l 5
00
Pla
nic
ie 5
00
Ch
ilca
50
0
Ind
ep
en
de
ncia
50
0
Ma
rco
na
50
0
So
ca
ba
ya
50
0
Mo
nta
lvo
50
0
Co
lecto
ra C
en
tro
500
Cu
sco
50
0
Ina
mb
arí
50
0
Co
rrie
nte
de
CC
[k
Am
p]
Caso#1 Caso#2 Caso#3
Nivel de Cortocircuito 500 kV
Año 2020
33
Corrientes de Cortocircuito - Falla trifásica en barra
Perú Red de 220 kV
0
10
20
30
40
50
60
Zorr
itos 2
20
Tala
ra 2
20
Piu
ra 2
20
Chic
layo O
este
220
Guadalu
pe 2
20
Tru
jillo
Nort
e 2
20
Chim
bote
220
Para
mango N
ueva
Viz
carr
a 2
20
Zapalla
l N
ueva 2
20
Venta
nill
a 2
20
Santa
Rosa 2
20
Pla
nic
ie
Chavarr
ia 2
20
Industr
iale
s 2
20
Baln
earios 2
20
Calla
huanca 2
20
Oro
ya N
ueva 2
20
Pom
acocha 2
20
San J
uan 2
20
Chilc
a N
ueva 2
20
Independencia
220
Pachachaca 2
20
Cam
po A
rmiñ
o 2
20
Marc
ona 2
20
Cota
ruse 2
20
Socabaya 2
20
Monta
lvo 2
20
Ica 2
20
Co
rrie
nte
s d
e C
C [
kA
mp
]
Caso#1 Caso#2 Caso#3
Nota: Valores determinados reconfigurando la red de Lima para minimizar corrientes de
cortocircuito
34
Nivel de Cortocircuito 220 kV
Año 2020
Plan Vinculante en la Zona Sur
Diagrama Unifilar Año 2015
35
Demanda Máxima en Cajamarca
Año 2015
36
► Se observa congestión en las redes de 220 kV de Lima, sin
embargo, la planificación de las redes de subtransmisión
de Lima debe ser abordada de manera conjunta entre las
empresas concesionarias de distribución y transmisión
involucradas, dentro del Plan de Inversiones de
Transmisión del área de demanda 6 y 7.
► Se observa que por cada unidad de potencia activa que se
transmite hacia el norte del país un 40% pasa por las redes
del interior de Lima, principalmente por corredor de
transmisión que vincula las estaciones transformadoras
Chilca – San Juan – Santa Rosa, cargando estos circuitos
con un flujo que no está asociado a la demanda del área.
Configuración red de Lima (1)
37
Configuración red de Lima (2)
38
► Se muestra, a título indicativo, una configuración de
alimentación radial a Lima, para limitar el flujo de potencia
por la redes de 220 kV.
► La necesidad de conversión de L.T. 220 kV Chilca –
Planicie – Zapallal a 500 kV es un proyecto condicionado a
la formulación del Plan de Inversiones de Transmisión de
las áreas de demanda 6 y 7, y/o la implementación de las
centrales del Oriente.
Configuración red de Lima (3)
39
Configuración red de Lima (4) –
Alternativa Radial Factible
La configuración final que se adopte dependerá del la planificación de distribución y transmisión
urbana a de ser definida en la formulación del Plan de Inversiones de Transmisión de las áreas de
demanda 6 y 7. 40
Flujo de potencia
Caso de máxima demanda en estiaje del año 2015
LT. Chilca – La Planicie - Zapallal
41
42
Conversión de 220 kV a 500 kV de la LT. Chilca
– La Planicie – Zapallal – año 2020 (1)
► Se concluye que la conversión a 500 kV de los circuitos de 220 kV
Chilca – La Planicie – Zapallal y la construcción de una estación
transformadora de 500/220 kV en La Planicie no es parte del Plan
Vinculante ya que la misma no se necesita en el periodo que abarca
los años 2010 – 2015.
► En el periodo del año 2016 al horizonte (2020) la necesidad de la
conversión dependerá de la necesidad de reconfiguración de las
líneas 220 kV del sistema de distribución urbana de Lima para
separarlas del sistema de transmisión troncal nacional, y de la
forma en que se desarrollen los proyectos de generación del oriente
y en particular de la red colectora.
Conversión de 220 kV a 500 kV de la LT. Chilca
– La Planicie – Zapallal – año 2020 (2)
43
► La conversión es por lo tanto una decisión condicionada a la forma
en que se materialicen los futuros y por lo tanto no forma parte de
los Planes Robustos del Presente Plan de Transmisión, sino más
bien es un proyecto condicional
► La conveniencia y oportunidad de la conversión deberá ser
evaluada en futuros Planes de Transmisión cuando se tenga mayor
certeza sobre la evolución de los futuros que condicionan la
necesidad de la conversión.
Conversión de 220 kV a 500 kV de la LT. Chilca
– La Planicie – Zapallal – año 2020 (3)
44
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
45
► En el año 2015 no se requieren refuerzos de transmisión
en la zona Norte
► La zona Centro presenta sobrecargas principalmente en
los circuitos del centro de Lima que vinculan las estaciones
transformadoras Chilca-San Juan-Santa Rosa-Chavarría-
Ventanilla-Zapallal
► La solución de estos problemas debe ser coordinada por las
empresas concesionarias dentro del plan de inversiones de
transmisión (Áreas de Demanda 6 y 7).
Plan Vinculante: Resultados
46
► Zona Sur: Se requiere un refuerzo para cumplir con el
criterio beneficio/costo de confiabilidad N-1, entre
Machupicchu – Onocora y Tintaya.
► Las ampliaciones del sistema de transmisión propuestas
para el Plan Vinculante son:
LT en 220 kV Onocora – Quencoro – Machupicchu (simple
terna)
S.E. Quencoro 220/138 kV - 50 MVA
Plan Vinculante: Resultados
47
► General
► Metodología
► Futuros y Escenarios
► Trade-Off/Risk
► Planificación para el año horizonte
► Hidroeléctricas del Oriente
► Estudios eléctricos
► Plan Vinculante
► Conclusiones
Contenido
48
► Se ha logrado proponer el Primer Plan de Transmisión del SEIN
para el horizonte 2011 - 2020 mediante un estudio que cumple
las exigencias de la normativa técnica establecidas para su
formulación
Plan Robusto para el año 2020 (año horizonte)
• Diseño de las colectoras para las hidroeléctricas del
Oriente
Plan Robusto para el año 2016
Plan Vinculante
Opciones condicionales a los años 2016 y 2020
Conclusiones (1)
49
► Se consideró un gran número de futuros (6,642 futuros
distintos) para representar las incertidumbres del proceso
de planificación
► Se consideró el juego completo de atributos indicados por
la Norma.
► Se aplicó con éxito el Trade Off/Risk y el Minimax
Conclusiones (2)
50
► La Versión Preliminar del Primer Plan de Transmisión
COES se basó en el Estudio del Primer Plan de
Transmisión – Informe Final – Fase I, julio 2010,
preparado para COES por el Consorcio conformado
por las empresas: Mercados Energéticos Consultores
– PSR – Merril Energy LLC.
Referencia
51
FIN
Parte 2
52