000362 Reg 003867 Red de Energia Del Peru - Parte 2

PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS

SECUNDARIOS DE REP

VOLUMEN III

DETERMINACIN DEL

SISTEMA ECONMICO A REMUNERAR POR REA DE DEMANDA

Mayo 2008

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ESTUDIO TCNICO-ECONMICO DE TARIFAS YCOMPENSACIONES DE LOS SST DE REP 2009-2013

DETERMINACIN DEL SISTEMA ELCTRICO A

REMUNERAR

NDICE 1 GENERALIDADES..................................................................................................................................... 5

1.1 ANTECEDENTES ..................................................................................................................................... 5 1.2 OBJETIVO................................................................................................................................................. 5 1.3 ALCANCE ................................................................................................................................................. 5 1.4 MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIN............................................................................... 6 1.5 MARCO LEGAL GENERAL ...................................................................................................................... 7 1.6 ENFOQUE................................................................................................................................................. 8

2 CRITERIOS.............................................................................................................................................. 10 2.1 TIPOS DE SISTEMAS DE REP Y METODOLOGA DE CLCULO....................................................... 10 2.2 CRITERIOS GENERALES...................................................................................................................... 13 2.3 CRITERIOS PARA EL PLANEAMIENTO................................................................................................ 14 2.4 CRITERIOS DE CALIDAD ...................................................................................................................... 15 2.5 CRITERIOS DE CONFIABILIDAD: ......................................................................................................... 15

3 DETERMINACIN DEL SISTEMA ECONMICO A REMUNERAR DE GENERACIN ........................ 16 3.1 ANLISIS DEL MERCADO ELCTRICO ............................................................................................... 16

3.1.1 EXPANSIN DE GENERACION....................................................................................................... 16 3.1.2 PROYECCION DE DEMANDA.......................................................................................................... 17 3.1.3 EXPANSIN DE LA TRANSMISIN................................................................................................. 17

3.2 METODOLOGA...................................................................................................................................... 18 3.3 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................................. 18

3.3.1 FLUJO MXIMO (L-1103/1104/1105) ............................................................................................... 20 3.3.2 DEMANDA DEL SISTEMA ELCTRICO CHIMBOTE Y SIDER PER ............................................ 22 3.3.3 FLUJO MXIMO ENTRANFORMADORES DE SET CHIMBOTE 1 ................................................. 23 3.3.4 DEFINICIN DEL SER...................................................................................................................... 24

3.4 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA RED .................................................. 25 3.4.1 RESULTADOS DEL SEA DEL SSTG............................................................................................... 25 3.4.2 SEA DEL ENLACE 220 KV CHILCA SAN JUAN............................................................................ 27 A) FLUJO DE POTENCIA ESTIMADO......................................................................................................... 27 B) PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS ................................................................................................. 28 C) EVALUACIN ECONMICA ................................................................................................................... 29 D) EVALUACIN DE LA CALIDAD .............................................................................................................. 36

3.5 CONCLUSIONES GENERACIN........................................................................................................... 37 4 DETERMINACIN DEL SISTEMA ECONMICO A REMUNERAR DE GENERACIN / DEMANDA ... 38

4.1 ANLISIS DEL MERCADO ELCTRICO ............................................................................................... 38 4.1.1 EXPANSIN DE GENERACION....................................................................................................... 38 4.1.2 PROYECCION DE DEMANDA.......................................................................................................... 39 4.1.3 EXPANSIN DE LA TRANSMISIN................................................................................................. 39

4.2 METODOLOGA...................................................................................................................................... 40 4.3 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................................. 40

4.3.1 DEFINICIN DEL SER...................................................................................................................... 42 4.4 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA RED .................................................. 43

4.4.1 RESULTADOS DEL SEA DEL SSTG............................................................................................... 43 4.5 CONCLUSIONES GENERACIN/DEMANDA........................................................................................ 44

5 DETERMINACIN DEL SISTEMA ECONMICO A REMUNERAR DE DEMANDA .............................. 45 5.1 METODOLOGA...................................................................................................................................... 45 5.2 ALCANCES ............................................................................................................................................. 46 5.3 PROYECCIN DE LA DEMANDA.......................................................................................................... 46

RED DE ENERGA DEL PER 1

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5.4 DETERMINACIN DEL LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN Y LA RED DE TRANSMISIN ....................................................................................................................................... 47

5.4.1 PREMISAS ........................................................................................................................................ 47 5.4.2 EVALUACIN DE LA RED EN ESTADO ESTABLE......................................................................... 49 5.4.3 EVALUACIN DE LA CALIDAD........................................................................................................ 49

5.5 AREA DE DEMANDA 1........................................................................................................................... 50 5.5.1 DELIMITACIN ................................................................................................................................. 50 5.5.2 PROYECCIN DE LA DEMANDA .................................................................................................... 51 5.5.3 DETERMINACIN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN .................................................. 52 5.5.4 DETERMINACIN DE LA RED......................................................................................................... 53





5.10 AREA DE DEMANDA 6........................................................................................................................... 68 5.10.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 68 5.10.2 AMPLIACIN 4 ............................................................................................................................ 69 5.10.3 PROYECCIN DE LA DEMANDA ............................................................................................... 70 5.10.4 DETERMINACIN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................. 71 5.10.5 DETERMINACIN DE LA RED ................................................................................................... 72

5.11 AREA DE DEMANDA 7........................................................................................................................... 72 5.11.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 72 5.11.2 AMPLIACIN 4 ............................................................................................................................ 73

5.12 AREA DE DEMANDA 8........................................................................................................................... 74 5.12.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 74 5.12.2 PROYECCIN DE LA DEMANDA ............................................................................................... 78 5.12.3 DETERMINACIN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................. 79 5.12.4 DETERMINACIN DE LA RED ................................................................................................... 81 5.12.5 EVALUACIN DE LA CALIDAD Y CONFIABILIDAD................................................................... 85

5.13 AREA DE DEMANDA 9........................................................................................................................... 86 5.13.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 86 5.13.2 PROYECCIN DE LA DEMANDA ............................................................................................... 87 5.13.3 DETERMINACIN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................. 87 5.13.4 DETERMINACIN DE LA RED ................................................................................................... 88

5.14 AREA DE DEMANDA 10......................................................................................................................... 89 5.14.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 89 5.14.2 PROYECCIN DE LA DEMANDA ............................................................................................... 90 5.14.3 DETERMINACIN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................. 90 5.14.4 DETERMINACIN DE LA RED ................................................................................................... 91

5.15 AREA DE DEMANDA 11......................................................................................................................... 93 5.15.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 93


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5.15.2 PROYECCIN DE LA DEMANDA ............................................................................................... 94 5.15.3 DETERMINACIN DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN............................................. 95 5.15.4 DETERMINACIN DE LA RED ................................................................................................... 96

5.16 AREA DE DEMANDA 12......................................................................................................................... 97 5.16.1 DELIMITACIN ............................................................................................................................ 97 5.16.2 DETERMINACIN DE LA RED ................................................................................................... 98

5.17 CONCLUSIONES Y/O RECOMENDACIONES ...................................................................................... 99


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RELACIN DE ANEXOS ANEXO N 3.3-1 ANLISIS EN ESTADO ESTACIONARIO DEL SEIN ANEXO 3.4-1 SIMULACIONES DE FLUJO DE POTENCIA. ANEXO 3.4-2 CALIDAD DE DE PRODUCTO. ANEXO N 5.5-1 DIAGRAMAS UNIFILARES DE LAS REAS DE DEMANDA ANEXO N 5.10-1 CONTRATO DE CONCESIN PARA LA AMPLIACIN 4 ANEXO N 5.11.1 CONTRATO DE CONCESIN PARA LA AMPLIACIN 3 ANEXO N 5.12-1 REPORTES DE ANLISIS DE FLUJO DE POTENCIA DEL REA 8


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1 GENERALIDADES

1.1 ANTECEDENTES

La Ley N 25844, Ley de Concesiones Elctricas (LCE) y su Reglamento establecen que la remuneracin de los sistemas de transmisin corresponde a la configuracin del Sistema Elctrico a Remunerar (SER); definido a su vez, como aquel sistema de mnimo costo y que permite brindar el servicio de transmisin en forma eficiente y cumpliendo las normas tcnicas y medioambientales vigentes. La determinacin del SER es efectuada sobre la base de los criterios y metodologa establecidos en la Norma del OSINERGMIN Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin (en adelante Norma SST/SCT) publicado mediante Resolucin OSINERGMIN N 023-2008-OS/CD. El sistema de transmisin de REP cuenta con instalaciones del SST asociados integramente a la Generacin (SSTG), instalaciones que sirven tanto a la Generacin como a la Demanda (SSTGD) y SST asociadas integramente a la Demanda (SSTD).

1.2 OBJETIVO Determinar el Sistema Elctrico a Remunerar correspondiente al Sistema Secundario de Transmisin de Red de Energa del Per (REP); y en concordancia con lo estipulado en su contrato de concesin denominado Contrato de Concesin de los Sistemas de Transmisin Elctrica ETECEN-ETESUR y el nuevo marco regulatorio de transmisin vigente.

1.3 ALCANCE

El presente captulo comprende el anlisis de los sistemas econmicos a remunerar, en los cuales REP tiene instalaciones. Para los fines de evaluacin y anlisis, el desarrollo del estudio se ha dividido en tres partes: La primera corresponde al Sistema Secundario de Transmisin de Generacin

(SSTG), La segunda corresponde al Sistema Secundario de Transmisin de

Generacin/Demanda (SSTGD) y,


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La tercera corresponde al Sistema Secundario de Transmisin de Demanda (SSTD) y,

Cabe sealar que por no contar con informacin oportuna de parte de las empresas concesionarias que tambin tienen instalaciones en las diferentes reas de demanda y existiendo plazos perentorios para la elaboracin del presente informe, slo se ha tomando en cuenta para los respectivos anlisis las instalaciones de REP.

1.4 MARCO LEGAL DEL CONTRATO DE CONCESIN

A continuacin se van a citar algunos numerales del Contrato de Concesin de REP, que corresponden ser considerados a fin de que la propuesta de tarifas y compensaciones de los Sistemas Secundario de Transmisin no contravenga lo establecido en dicho contrato, de conformidad con lo establecido en la Sexta Disposicin Complementaria Final de la Ley 28832). El numeral 2.2 de la Minuta Aclaratoria del Contrato de Concesin:

2.2 Conforme al numeral 5.1 y el literal A) del numeral 5.2 del Anexo N 7 del Contrato, el clculo de las tarifas y compensaciones de transmicin que deban pagar los generadores (RA1(n)) y consumidores (RASST(n)) por los Sistemas Secundarios, debe efectuarse conforme a las Leyes Aplicables, especficamente se debe seguir el procedimiento establecido en el artculo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas.

Asimismo, el literal A) del numeral 5.2 del Contrato de Concesin establece que:

5.2 PAGO DE LOS CONSUMIDORES ...

A) Se determina las compensaciones1 correspondientes a las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisin de aplicacin a la demanda (RASST(n)), de conformidad con las Leyes aplicables y en particular segn lo establecido en el artculo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas aprobado por decreto Supremo N 009-93-M y sus normas complementarias y modificatorias.

Los numerales 8.1.4, 8.1.5, 8.1.6, 8.1.7 y 13.6 del Contrato de Concesin establecen que:

8.1.4 La Sociedad Concesionaria es responsable nicamente de la operacin de los Bienes de la Concesin y no ser responsable por las necesidades de capacidad adicional del sistema elctrico interconectado, tales como nuevas lneas y/o subestaciones, refuerzos o modificaciones en lneas o subestaciones existentes, compensacin reactiva, instalaciones auxiliares, etc.


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8.1.5 Sin perjuicio de lo dispuesto en el numeral anterior, la Sociedad Concesionaria tendr la obligacin de presentar al Concedente, como mnimo cada dos aos un programa de equipamiento del Sistema de Transmisin , que permita garantizar la calidad, continuidad y oportunidad del Servicio de Transmisin Elctrica, considerando un horizonte no menor a cinco (05) aos (en adelante el Programa de Equipamiento) y una propuesta de inversiones especficas para el siguiente bieneio, de instalaciones que estn incluidas en el Programa de Equipamiento, ...

8.1.6 Las Ampliaciones que sean convenidas entre el Concedente y la Sociedad

Concesionaria, tendrn una remuneracin adicional determinada segn los criterios establecidos ene l Numeral 13.6.1, y el procedimiento del Anexo N 7. Las Ampliaciones que sean ejecutadas discrecionalmente por la Sociedad Concesionaria, incluyendo aquellas Ampliaciones que involucren contratos privados con terceros por servicios de transmisin, por convenios de contribuciones de carcter reembolsable u otra modalidad contractual, tendrn una remuneracin adicional bajo los criterios establecidos en el Numeral 13.6.2.

8.1.7 La Sociedad Concesionaria no asumir responsabilidad por las

penalidades derivadas de la falta de ampliacin del Sistema de Transmisin, o de retrasos en la ejecucin de las Ampliaciones por falta de acuerdo con el Concedente u otra Autoridad Gubernamental en relacin con dichas Ampliaciones. ...

13.6 Las Ampliaciones que la Sociedad Concesionaria efecte no estn

comprendidas en la Remuneracin Anual garantizada y se remuneran en forma adicional a sta, de acuerdo con lo siguiente:

13.6.1 Las Ampliaciones que sean convenidas entre el Concedente y la Sociedad Concesionaria, de acuerdo a lo establecido en el numeral 8.1.5, son remuneradas conforme a los procedimientos del Anexo N 7, mediante la Remuneracin Anual por Ampliaciones (RAA), con excepcin de las Ampliaciones Menores, a las cuales corresponde una remuneracin extraordinaria adicional a la RAG y la RAA. ...

1.5 MARCO LEGAL GENERAL

a) Ley de Concesiones Elctricas y Reglamento: De acuerdo al literal a) numeral V) del Artculo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, el Plan de Inversiones est constituido por el conjunto de instalaciones de transmisin requeridas que entren en operacin dentro de un periodo de fijacin de Peaje y Compensaciones (4 aos), el cual ser aprobado por el


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OSINERGMIN y que obedece a un estudio de planificacin de la expansin del sistema de transmisin considerando un horizonte de diez (10) aos, que deber preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisin remuneradas exclusivamente por la demanda. Asimismo, en el literal b) numeral III) del mismo Artculo se establece que:

III) En cada fijacin tarifaria, el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisin que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda, deber incluir la valorizacin de las instalaciones existentes en dicha oportunidad y de las incluidas en el respectivo Plan de Inversiones

b) Norma: En el numeral 11.1 Artculo 11 del Captulo Tercero del Anexo de la Resolucin N 023-2008-OS/CD Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin se establece que:

11.1 Para cada tipo de sistema, el SER se conforma de acuerdo a lo siguiente:

- Para sistemas tipo SSTD el SER est constituido por las instalaciones del SST existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja.

- Para sistemas tipo SSTG, SSTGD y SSTLN, el SER est conformado por el Sistema Econmicamente Adaptado (SEA)

... - Para sistemas tipo ST0591 el SER estar a lo definido en cada contrato

de concesin. En caso el contrato lo permita, el SER se define segn los casos anteriores.

1.6 ENFOQUE Dado que REP cuenta con instalaciones del SSTG, SSTGD y SSTD, para la determinacin del SER en cada caso se obtiene con una metodologa diferente. Sistemas Secundarios de Transmisin de Generacin y Generacin/Demanda: Para los SSTG y SSTGD, segn lo indicado en la Norma SST/SCT, artculo

11.1, el SER est conformado por el Sistema Econmicamente Adaptado (SEA); y para su determinacin, tal como se indica en el artculo 12.4 de la Norma SST/SCT, se considera la configuracin del Sistema Econmicamente Adaptado (SEA) de los sistemas existentes que inyectan o retiran energa de dicho sistema.

1 ST059: Sistemas de Transmisin comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto nico Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesin al sector privado de las obras pblicas de infraestructura y de servicios pblicos, aprobado mediante Decreto Supremo N 059-96-PCM Clasificacin que abarca las instalaciones de REP.


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Sobre la base de los resultados de proyeccin de demanda obtenidos, se han

realizado simulaciones de flujo de potencia incluyendo la red de transmisin de todo el Sistema Elctrico Interconectado Nacional. Para el caso de instalaciones que sirven a la Generacin se han efectuado simulaciones para un horizonte de 4 aos (2009-2013); y para el caso de instalaciones que sirven a la Demanda se han efectuado simulaciones para un horizonte de 10 aos (2009-2018).

Sistemas Secundarios de Transmisin de Demanda: Para los SSTD, segn lo indicado en el artculo 11.1 de la Norma SST/SCT, el

SER est constituido por las instalaciones del SST existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja. Asimismo, se establece que para los sistemas tipo SSTD no se aplicarn los artculos 12, 13 y 14 para determinar la configuracin ptima del SER correspondiente, es decir criterios relacionados con el SEA y el Plan de Inversiones.

Se ha efectuado un anlisis para cada rea de demanda de manera

independiente, evaluando de esta forma las demandas mximas propias del rea. Dicho anlisis se realiz para el perodo comprendido entre los aos 2009 y 2018 (horizonte de 10 aos).


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2 CRITERIOS

2.1 TIPOS DE SISTEMAS DE REP Y METODOLOGA DE CLCULO

De acuerdo a lo sealado en la normatividad vigente el Sistema Secundario de Transmisin de REP y lo sealado en los captulos anteriores, las instalaciones de REP se clasifican en SST de Generacin, Generacin/Demanda y de Demanda como se muestra en las tablas siguientes, existiendo para cada tipo diferentes criterios a considerar. INSTALACIONES DEL SST DE GENERACIN:

Cdigo Elemento Subestacin Tipo de Elemento Tension (kV) Sistema Elctrico L-1026 Lnea Toquepala - Aricota 60 Aricota Toquepala L-1026 Toquepala Celda de Lnea a Aricota 60 Aricota Toquepala CTEN01 Chilca Celda de Transformacin 220 Chilca-San Juan CTEN02 Chilca Celda de Transformacin 220 Chilca-San Juan CTGL01 Chilca Celda de Transformacin 220 Chilca-San Juan CTGL02 Chilca Celda de Transformacin 220 Chilca-San Juan L-2090 Lnea Chilca - La Cantera 220 Chilca-San Juan L-2091 Lnea Chilca - Desierto 220 Chilca-San Juan L-2093 Lnea San Juan - Chilca 220 Chilca-San Juan L-2093 Chilca Celda de Lnea a San Juan 220 Chilca-San Juan L-2093 San Juan Celda de Lnea a Chilca 220 Chilca-San Juan L-2094 Chilca Celda de Lnea a San Juan 220 Chilca-San Juan L-2094 San Juan Celda de Lnea a Chilca 220 Chilca-San Juan L-2094/2095 Lnea San Juan - Chilca 220 Chilca-San Juan L-2095 Chilca Celda de Lnea a San Juan 220 Chilca-San Juan L-2095 San Juan Celda de Lnea a Chilca 220 Chilca-San Juan L-1103 Chimbote Celda de Lnea a Huallanca 138 Chimbote I-Chiclayo Oeste L-1104 Chimbote Celda de Lnea a Huallanca 138 Chimbote I-Chiclayo Oeste L-1105 Chimbote Celda de Lnea a Huallanca 138 Chimbote I-Chiclayo Oeste L-2240 Chiclayo Celda de Lnea a Carhuaquero 220 Chimbote I-Chiclayo Oeste T11-211 Chimbote Transformador de Potencia 120 MVA 220/138/13.8 Chimbote I-Chiclayo Oeste T11-211 Chimbote Celda del Autotransformacin 138 Chimbote I-Chiclayo Oeste T11-211 Chimbote Celda de Transformacin 220 Chimbote I-Chiclayo Oeste T30-211 Chimbote Celda del Autotransformacin 138 Chimbote I-Chiclayo Oeste L-6646 Guadalupe Celda de Lnea a Gallito Ciego 60 Guadalupe, Guadalupe Rural L-1011 Lnea Azangaro - Juliaca 138 Sistema Azngaro Juliaca Puno L-1011 Juliaca Celda de Lnea a Azangaro 138 Sistema Azngaro Juliaca Puno L-1012 Lnea Juliaca - Puno 138 Sistema Azngaro Juliaca Puno L-1012 Juliaca Celda de Lnea a Puno 138 Sistema Azngaro Juliaca Puno L-1012 Puno Celda de Lnea a Juliaca 138 Sistema Azngaro Juliaca Puno L-2008 Chavarra Celda de Lnea a Callahuanca 220 Sistema Mantaro Lima L-2015 Chavarra Celda de Lnea a Cajamarquilla 220 Sistema Mantaro Lima L-2090 Chilca Celda de Lnea a Cantera 220 Sistema Mantaro Lima L-2091 Chilca Celda de Lnea a Desierto 220 Sistema Mantaro Lima L-2201 Pachachaca Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2201/2202 Lnea Campo Armio - Pachachaca (*) 220 Sistema Mantaro Lima L-2202 Pachachaca Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2203 Independencia Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2203/2204 Lnea Campo Armio - Huancavelica 220 Sistema Mantaro Lima L-2203/2231 Lnea Huancavelica - Independencia 220 Sistema Mantaro Lima L-2204 Huancavelica Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2205 Pachachaca Celda de Lnea a San Juan 220 Sistema Mantaro Lima


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L-2205 San Juan Celda de Lnea a Pomacocha 220 Sistema Mantaro Lima L-2205/2206 Lnea Pachachaca (*) - San Juan 220 Sistema Mantaro Lima L-2206 Pachachaca Celda de Lnea a San Juan 220 Sistema Mantaro Lima L-2206 San Juan Celda de Lnea a Pomacocha 220 Sistema Mantaro Lima L-2207 Lnea La Cantera - Independencia 220 Sistema Mantaro Lima L-2207 Independencia Celda de Lnea a Cantera 220 Sistema Mantaro Lima L-2208 Lnea Desierto - Independencia 220 Sistema Mantaro Lima L-2208 Independencia Celda de Lnea a Desierto 220 Sistema Mantaro Lima L-2218 Pachachaca Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2218/2219 Lnea Campo Armio - Pachachaca 220 Sistema Mantaro Lima L-2219 Pachachaca Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2220 Lnea Campo Armio - Huayucachi 220 Sistema Mantaro Lima L-2220 Huayucachi Celda de Lnea a Mantaro 220 Sistema Mantaro Lima L-2221 Lnea Huayucachi - Zapallal 220 Sistema Mantaro Lima L-2221 Huayucachi Celda de Lnea a Zapallal 220 Sistema Mantaro Lima L-2221 Zapallal Celda de Lnea a Huayucachi L-2221 220 Sistema Mantaro Lima L-2222 Pachachaca Celda de Lnea a Purunhuasi 220 Sistema Mantaro Lima L-2222 Callahuanca Celda de Lnea a Pachachaca 220 Sistema Mantaro Lima L-2222/2223 Lnea Pachachaca - Callahuanca 220 Sistema Mantaro Lima L-2223 Pachachaca Celda de Lnea a Purunhuasi 220 Sistema Mantaro Lima L-2223 Callahuanca Celda de Lnea a Pachachaca 220 Sistema Mantaro Lima L-2231 Huancavelica Celda de Lnea a Independencia 220 Sistema Mantaro Lima L-2231 Independencia Celda de Lnea a Huancavelica 220 Sistema Mantaro Lima L-2716 Callahuanca Celda de Lnea a Callahuanca 220 Sistema Mantaro Lima L-1002 Quencoro Celda de Lnea a Machupichu 138 Sistema Quencoro-Tintaya L-1005 Lnea Quencoro - Tintaya 138 Sistema Quencoro-Tintaya L-1005 Tintaya Celda de Lnea a Quencoro 138 Sistema Quencoro-Tintaya L-1005 Quencoro Celda de Lnea a Tintaya 138 Sistema Quencor-Tintaya L-2001 Santa Rosa Celda de Lnea a Huinco 220 Sistema Secundario Santa Rosa L-2002 Santa Rosa Celda de Lnea a Huinco 220 Sistema Secundario Santa Rosa UTI Santa Rosa Celda de TG-Uti 220 Sistema Secundario Santa Rosa L-6666 Zorritos Celda de Lnea a C.T. Tumbes 60 Sistema Secundario Tumbes

INSTALACIONES DEL SST DE GNERACIN/DEMANDA

Cdigo Elemento Subestacin Tipo de Elemento Tension (kV) Sistema Elctrico rea

Demanda

L-2238 Piura Celda de Lnea a Chiclayo Oeste 220 Piura, Sullana-El Arenal-Paita,Bajo Piura, Chulucanas 1

L-2238 Chiclayo Celda de Lnea a Piura Oesta 220 Chiclayo y Chiclayo Baja densidad 2 L-2216 Chimbote Celda de Lnea a Paramonga Nueva 220 Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural 3 L-2232 Chimbote Celda de Lnea a Trujillo Norte 220 Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural 3 L-2232 Trujillo Celda de Lnea a Chimbote 1 220 Trujillo 3 L-2233 Chimbote Celda de Lnea a Trujillo Norte 220 Chimbote, Chimbote rural y Casma Rural 3 L-2233 Trujillo Celda de Lnea a Chimbote 1 220 Trujillo 3

L-2214 Paramonga Celda de Lnea a Zapallal 220 Huarmey, Paramonga, Huacho, Supe, Barranca, Pativilca 6

L-2214 Zapallal Celda de Lnea a Paramonga Nueva L-2214 220 Lima Norte 6

L-2216 Paramonga Celda de Lnea a Chimbote 1 220 Huarmey, Paramonga, Huacho, Supe, Barranca, Pativilca 6

L-2242 Ventanilla Celda de Lnea a Zapallal 220 Lima Norte 6 L-2242 Zapallal Celda de Lnea a Ventanilla L-2243 220 Lima Norte 6 L-2243 Ventanilla Celda de Lnea a Zapallal 220 Lima Norte 6 L-2243 Zapallal Celda de Lnea a Ventanilla L-2242 220 Lima Norte 6 L-2244 Chavarra Celda de Lnea a Ventanilla 220 Lima Norte 6 L-2244 Ventanilla Celda de Lnea a Chavarria 220 Lima Norte 6 L-2245 Chavarra Celda de Lnea a Ventanilla 220 Lima Norte 6 L-2245 Ventanilla Celda de Lnea a Chavarria 220 Lima Norte 6 L-2010 San Juan Celda de Lnea a Santa Rosa 220 Lima Sur 7 L-2010 Santa Rosa Celda de Lnea a San Juan 220 Lima Norte y Sur 7


266


Cdigo Elemento Subestacin Tipo de Elemento Tension (kV) Sistema Elctrico rea

Demanda L-2011 San Juan Celda de Lnea a Santa Rosa 220 Lima Sur 7 L-2011 Santa Rosa Celda de Lnea a San Juan 220 Lima Norte y Sur 7 L-1021 Socabaya Celda de Lnea a Santuario 138 Arequipa 9 L-1022 Santuario Celda de Lnea a Socabaya 138 Arequipa 9 L-1022 Socabaya Celda de Lnea a Santuario 138 Arequipa 9 L-1023 Socabaya Celda de Lnea a Cerro Verde 138 Arequipa 9 L-1024 Socabaya Celda de Lnea a Cerro Verde 138 Arequipa 9 L-1008 Tintaya Celda de Lnea a Callalli 138 Yauri 10 L-1008 Lnea Tintaya - Callalli 138 Sistema Nacional 15 L-1008 Callalli Celda de Lnea a Tintaya 138 Valle del Colca 15 L-1020 Lnea Santuario - Callalli 138 Sistema Nacional 15 L-1020 Callalli Celda de Lnea a Santuarios 138 Valle del Colca 15 L-1020 Santuario Celda de Lnea a Callalli 138 Arequipa 15 L-1021 Santuario Celda de Lnea a Socabaya 138 Arequipa 15 L-1021/1022 Lnea Santuario - Socabaya 138 Sistema Nacional 15 L-1023 Cerro Verde Celda de Lnea a Socabaya 138 Ilo 15 L-1023/1024 Lnea Socabaya - Cerro Verde 138 Sistema Nacional 15 L-1024 Cerro Verde Celda de Lnea a Socabaya 138 Ilo 15 L-2010/2011 Lnea Santa Rosa - San Juan 220 Sistema Nacional 15 L-2214 Lnea Zapallal - Paramonga Nueva 220 Sistema Nacional 15 L-2216 Lnea Paramonga Nueva - Chimbote 1 220 Sistema Nacional 15 L-2232 Lnea Trujillo Norte - Chimbote 1 220 Sistema Nacional 15 L-2233 Lnea Trujillo Norte - Chimbote 1 220 Sistema Nacional 15 L-2238 Lnea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220 Sistema Nacional 15 L-2242/2243 Lnea Zapallal - Ventanilla 220 Sistema Nacional 15 L-2244/2245 Lnea Ventanilla - Chavarria 220 Sistema Nacional 15

INSTALACIONES DE GENERACIN/DEMANDA CONSIDERADAS QUE FORMAN PARTE DEL NUMERAL 10 ANEXO N 7 DEL CONTRATO DE CONCESIN

Cdigo Elemento Subestacin Tipo de Elemento Tension (kV) Sistema Elctrico

rea Demanda

T10-216 Paramonga Transformador de Potencia 50 MVA 220/138 Huarmey, Paramonga, Huacho, Supe, Barranca, Pativilca 6

T10-216 Paramonga Celda de Transformacin 220 Huarmey, Paramonga, Huacho, Supe, Barranca, Pativilca 6

T10-216 Paramonga Celda de Transformacin 138 Huarmey, Paramonga, Huacho, Supe, Barranca, Pativilca 6

L-1101 Paramonga Celda de Lnea a Paramonga Ex 138 Huarmey, Paramonga, Huacho, Supe, Barranca, Pativilca 6


267


2.2 CRITERIOS GENERALES

De lo sealado anteriormente se desprende que a fin de cumplir con lo establecido en el Contrato de Concesin, el artculo 139 y las normas correspondientes se concluye que para determinar el SER de los sistemas de transmisin secundaria de REP se debe considerar lo siguiente: a) Para las instalaciones de REP asignadas a la Generacin:

El Sistema Econmicamente Adaptado, mientras no contravenga con el Contrato de Concesin (Sexta Disposicin Complementaria Final de la Ley 28832). Es decir se deber tomar en cuenta la mxima capacidad establecida en el Contrato de Concesin. Asimismo, se toma en cuenta los SEA regulados por el OSINERGMIN vigentes a la fecha ; y

Las ampliaciones que efectuar REP, y que han sido suscritas con el Estado a travs del contrato de concesin, teniendo en cuenta el principio de adaptacin a la demanda. Para instalaciones que atienden a la generacin se considera en anlisis en el perodo de fijacin tarifaria (4 aos). Asimismo, se debe tener en consideracin la limitante de las capacidades establecidas de acuerdo al Contrato de Concesin de las instalaciones reales de REP y las futuras que cuenten con contratos de ampliaciones debidamente firmados con el Estado Peruano.

b) Para Instalaciones asignados a la Demanda:

Las instalaciones existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja;

Las ampliaciones que efectuar REP, y que han sido suscritas con el Estado a travs del contrato de concesin; y

Para las instalaciones con puesta en servicio posteriores al 23 de julio de 2006 se ha realizado el anlisis de adaptacin de las instalaciones para atender la demanda en el perodo de anlisis (2009 al 2018) (Sistema Econmicamente Adaptado), teniendo como limitante las capacidades establecidas de acuerdo al Contrato de Concesin de las instalaciones reales de REP y las futuras que cuenten con contratos de ampliaciones debidamente firmados con el Estado Peruano. Para los fines de la determinacin de la Remuneracin Anual de Ampliaciones (RAA) se emplear los criterios establecidos en el Contrato de Concesin.

c) Para las instalaciones de REP asignadas a la Generacin/Demanda:

El Sistema Econmicamente Adaptado, mientras no contravenga con el Contrato de Concesin (Sexta Disposicin Complementaria Final de la Ley 28832). Es decir se deber tomar en cuenta la mxima capacidad establecida en el Contrato de Concesin. Asimismo, se toma en cuenta los SEA regulados por el OSINERGMIN vigentes a la fecha.


268


Las ampliaciones que efectuar REP y que han sido suscritas con el Estado a travs del contrato de concesin en el perodo de anlisis (2009 al 2013), se evalan tanto las capacidades requeridas para los Generadores como para los Usuarios, siendo el mayor requerimiento el que determina el dimensionamiento del sistema.

Se debe considerar la limitante de las capacidades establecidas de acuerdo al Contrato de Concesin de las instalaciones reales de REP y las futuras que cuenten con contratos de ampliaciones debidamente firmados con el Estado Peruano.

2.3 CRITERIOS PARA EL PLANEAMIENTO El estudio de planeamiento abarca todas las instalaciones que alimentan a una

misma rea de Demanda, incluyendo las SET MAT/AT y las lneas MAT que se requieran.

El SER debe determinarse a partir de la evaluacin de distintas alternativas y debe

corresponder a la alternativa que constituya la solucin de mnimo costo total para el horizonte de evaluacin, teniendo en cuenta lo establecido en la presente Norma y la siguiente expresin:

Costo Total = Valor presente de (Inversin + Operacin +Mantenimiento + Prdidas)

Donde las Prdidas corresponden a: Prdidas fsicas de Potencia y Energa valorizadas a los precios vigentes de las Barras de Referencia de Generacin.

Para el dimensionamiento de los elementos de un sistema de transmisin se

emplearn los mximos valores de potencia, a travs de cada componente, resultantes del anlisis de flujo de potencia considerando distintas condiciones de operacin.

La propuesta de nuevas inversiones necesarias para atender las necesidades de

las demanda estar conformado por las instalaciones de transmisin que resulten necesarias para cubrir los requerimientos futuros de la demanda, los cuales no pueden ser cubiertas por las instalaciones actuales, y no sern considerados como un Plan de Inversiones o un compromiso de inversin, en concordancia a lo indicado en el Artculo 11 de la Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin.

Como parte de los SER correspondientes a REP solo se considerar aquellas

instalaciones existentes o Sistemas Econmicamente Adaptados que no contravengan con las capacidades establecidas en el Contrato de Concesin.


269


Solo como parte del Anlisis, en los casos que se requiera determinar un SEA no se consideraran nuevos componentes salvo los considerados en el Plan Transitorio de Transmisin para el perodo 2007-2008.

2.4 CRITERIOS DE CALIDAD

Se ha verificado que las tolerancias que establece la NTCSE en dos aspectos: Niveles de tensin (calidad del producto) e Interrupciones (calidad de suministro).

Para la Calidad del Producto se ha verificado que los niveles de tensin en las

barras de AT y MT, donde se realice la entrega del suministro elctrico, cumplan con las tolerancias que establece la NTCSE; mientras que, en los casos en que no exista entrega de suministro en AT, los lmites de los rangos de regulacin de tensin de los transformadores AT/MT deben cumplir con los niveles de tensin establecidos en la NTCSE para el suministro elctrico desde la red de distribucin primaria.

Se ha verificado que las interrupciones del suministro, tanto en nmero como en

duracin, originadas por contingencias ocurridas en las lneas de transmisin y SET, deben estar dentro de las tolerancias que establece la NTCSE.

2.5 CRITERIOS DE CONFIABILIDAD: Para las instalaciones que son asignadas al rea de Demanda 15 (demanda

nacional), en lo que al tema de confiabilidad concierne, se deber tomar en cuenta la norma de Criterios y Metodologa para la elaboracin del Plan de Transmisin establecida por el Ministerio de Energa y Minas.

Para las dems instalaciones no se consideran redundancias, excepto en los

casos que existan razones de calidad debidamente sustentadas.

La confiabilidad slo se analizar en los casos que sea necesario para evaluar y analizar nuevas instalaciones, siempre que estas se encuentren inscritas en sistemas radiales, siguiendo los criterios contenidos en la normatividad vigente.


270


3 DETERMINACIN DEL SISTEMA ECONMICO A REMUNERAR DE GENERACIN

Para la determinacin del SER se ha considerado un horizonte de anlisis de 4 aos (2009-2013). En este caso, tal como se indica en la Norma SST/SCT, el SER est conformado por el Sistema Econmicamente Adaptado (SEA), salvo las consideraciones de capacidad establecidas en el Contrato de Concesin. En ese sentido, para su determinacin se est partiendo de la configuracin del SEA de los sistemas existentes.

3.1 ANLISIS DEL MERCADO ELCTRICO

3.1.1 EXPANSIN DE GENERACION

En la tabla 3.1-1 se muestra en Plan de expansin considerado para el perodo 2009-2013.

Tabla 3.1-1

Plan de Expansin de Generacin: Perodo 2009-2013 (MW) Ao Proyecto MW

2008 C.H. Carhuaquero G4 10,0

C.H. La Joya 10,0

C.H. Caa Brava 5,5

2009 C.T. Oquendo 50,0

C.H. Poechos 10,0

Repotenciamiento Pariac 7,7

Turbogas Chilca - Enersur 170,0

Turbogas Chilca - Kallpa 170,0

C.H. Platanal 220,0

2010 C.H. Machupicchu II 71,0

C.H. Olmos 120,0

Turbogas Camisea 520,0

2011 C.H. Tarucani 49,0


2012 C.H. Santa Teresa 110,0

2013 Ciclo Combinado Camisea 520,0


271


3.1.2 PROYECCION DE DEMANDA Para el SSTG de REP, dado que estas sirven forma exclusiva a la Generacin se han efectuado simulaciones para un horizonte de 4 aos (2009-2013). Para ello, se han considerado los resultados obtenidos, de la proyeccin de potencia, para el horizonte de anlisis, resultados mostrados en el Volumen 1 Proyeccin de la Demanda, Acpite 4.4.1 Pronstico de Potencia. En la Tabla 3.1-2 se muestran las tasas de crecimiento globales obtenidas para el SEIN.

Tabla 3.1-2 Tasa de crecimiento global del SEIN: Perodo 2009-2013 (%)

Ao T.C. (%)

2008 8.00%

2009 6.16%

2010 9.01%

2011 5.96%

2012 6.23%

2013 5.86%

3.1.3 EXPANSIN DE LA TRANSMISIN Se ha considerado los planes de expansin obtenidos en los estudios:

Fijacin de precios en barra perodo Mayo 2008 Noviembre 2008 Plan Referencial del Ministerio de Energa y Minas (MEM).

En la Tabla 3.1-2 se muestran los resultados obtenidos en los estudios indicados:

Tabla 3.1-3

Plan de Expansin de Transmisin: Perodo 2009-2013 Ao Proyecto Km

2010 Carhuamayo-Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro Corona-Carhuaquero 730

Mantaro - Caravel Montalvo 761

MachuPicchu Cotaruse 204

2011 Chilca - La Planicie Zapallal 96


272


3.2 METODOLOGA

La metodologa utilizada para la evaluacin del SEA se divide en dos etapas: La primera etapa consiste en evaluar y analizar la capacidad de transformacin de

los transformadores existentes. Y la segunda etapa consiste en evaluar y analizar la capacidad de transporte de

las lneas de transmisin existentes. Para la primera etapa se realiza un anlisis detallado de la zona en la cual operan los transformadores. Es decir, se analiza la carga e inyeccin de generadores que forman parte de la zona en anlisis. Y, para la segunda etapa se realizan simulaciones de flujo de potencia considerando la oferta de generacin y demanda proyectada en el Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN).

3.3 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN

El SSTG de REP cuenta con un slo transformador de 220/138 kV en la subestacin Chimbote. Dicha subestacin, tal como se muestra en el Esquema N 3.3-1, cuenta con dos transformadores (una de ellas pertenece a EGENOR).

Esquema N 3.3-1

Transformador 220/138 kV de S.E. Chimbote 1 - SSTG REP

Para la definicin del SEA se analiza integralmente (toda la zona involucrada) y se determina el equipamiento necesario para cubrir el flujo de potencia mximo que se inyecta al SEIN a travs de dichos transformadores (en todo el horizonte de anlisis).

Chimbote 1220 kV

138 kV

Hidrandina

SEIN Paramonga Nueva

SEINTrujillo Norte

120MVA

InyeccinC.H. Can de Pato

L-11

05

L-11

04

L-11

03

L-11

06

L-11

07

L-11

08

L-11

11

Chimbote 1220 kV

138 kV

Hidrandina

SEIN Paramonga Nueva

SEINTrujillo Norte

120MVA

InyeccinC.H. Can de Pato

SSTGREPSSTGREP

L-11

05

L-11

04

L-11

03

L-11

06

L-11

07

L-11

08

L-11

11


273


El flujo de potencia mximo en dichos transformadores depende en gran parte de las inyecciones de potencia a travs de las lneas L-1103/1104/1105 (de Can del Pato); y la carga atendida a travs de las lneas L-106/1107/1108/1111 (Hidrandina y Sider Per). Para determinar el flujo mximo, se analiza todo el sistema aguas abajo de la barra Chimbote 1 (Esquema N 3.3-2). Para ello, se considera lo siguiente: Flujo mximo que ingresa a la barra 138 kV, a travs de las lneas L-

1103/1104/1105, Demanda del sistema elctrico Chimbote y Sider Per, que son atendidas a travs

de las lneas L-106/1107/1108/1111 de 138 kV.

Esquema N 3.3-2

Sistema Elctrico Aguas Abajo Barra Chimbote 1 138 kV


274


3.3.1 FLUJO MXIMO (L-1103/1104/1105) Demanda del sistema elctrico Caraz-Carhuaz-Huaraz-Huallanca-Ticapampa Para determinar la demanda se utilizan los resultados de proyeccin obtenidos por Hidrandina en su propuesta de tarifas y compensaciones para el perodo 2007-20011. En la Tablas 3.3-1 y 3.3-2, se muestran los resultados de proyeccin de la mxima demanda simultnea obtenidos en hora punta y fuera de punta.

Tabla 3.3-1 Sistema Elctrico Caraz-Carhuaz-Huaraz-Huallanca-Ticapampa

Mxima Demanda Simultnea Hora Punta (MW)

Ao S.E.CarazS.E.

CarhuazS.E.

HuarazS.E.

TicapampaS.E.

La PampaS.E.

PallascaS.E.

Huallanca Total

2007 2.77 2.38 9.64 1.90 0.50 5.99 0.59 23.77

2008 2.86 2.46 9.92 1.97 0.51 6.25 0.61 24.58

2009 2.95 2.54 10.21 2.05 0.53 6.53 0.64 25.45

2010 3.04 2.63 10.52 2.14 0.54 6.82 0.66 26.35

2011 3.14 2.72 10.82 2.22 0.56 7.12 0.69 27.27

2012 3.24 2.81 11.14 2.31 0.57 7.44 0.71 28.22

2013 3.34 2.90 11.47 2.40 0.59 7.77 0.74 29.21

2014 3.45 3.00 11.80 2.50 0.61 8.11 0.77 30.24

2015 3.56 3.10 12.15 2.60 0.62 8.47 0.80 31.30

2016 3.67 3.20 12.50 2.70 0.64 8.85 0.83 32.39

2017 3.78 3.31 12.86 2.81 0.65 9.24 0.87 33.52

2018 3.90 3.42 13.24 2.93 0.68 9.64 0.90 34.71

Tabla 3.3-2 Sistema Elctrico Caraz-Carhuaz-Huaraz-Huallanca-Ticapampa

Mxima Demanda Simultnea Fuera Punta (MW)

Ao S.E.CarazS.E.

CarhuazS.E.

HuarazS.E.

TicapampaS.E.

La PampaS.E.

PallascaS.E.

Huallanca Total

2007 1.48 1.27 5.15 1.02 0.27 3.20 0.32 12.71

2008 1.53 1.32 5.30 1.05 0.27 3.34 0.33 13.14

2009 1.58 1.36 5.46 1.10 0.28 3.49 0.34 13.61

2010 1.63 1.41 5.63 1.15 0.29 3.65 0.35 14.09

2011 1.68 1.45 5.79 1.19 0.30 3.81 0.37 14.58

2012 1.73 1.50 5.96 1.24 0.30 3.98 0.38 15.09

2013 1.79 1.55 6.13 1.28 0.32 4.15 0.40 15.62

2014 1.84 1.60 6.31 1.34 0.33 4.34 0.41 16.17

2015 1.90 1.66 6.50 1.39 0.33 4.53 0.43 16.74

2016 1.96 1.71 6.68 1.44 0.34 4.73 0.44 17.32

2017 2.02 1.77 6.88 1.50 0.35 4.94 0.47 17.92

2018 2.09 1.83 7.08 1.57 0.36 5.15 0.48 18.56


275


Proyeccin de demanda del sistema elctrico Sihuas, Tayabamba y Llacubamba Para ste sistema, tambin se consideran los resultados de proyeccin obtenidos por Hidrandina. En la Tabla 3.3-3 se muestran los resultados de proyeccin en hora punta y fuera de punta.

Tabla 3.3-3 Mxima Demanda Simultnea Punta / Fuera Punta (MW)

Sistema Elctrico Sihuas, Tayabamba y Llacubamba

Ao HoraPuntaFuera de

Punta

2007 12.5 6.2

2008 12.9 6.5

2009 13.4 6.7

2010 13.8 6.9

2011 14.3 7.2

2012 14.8 7.4

2013 15.3 7.7

2014 15.9 7.9

2015 16.4 8.2

2016 17.0 8.5

2017 17.6 8.8

2018 18.2 9.1

Demanda de Sider Per y Pierina Con respecto a la carga de Sider Per y Pierina, estas se mantienen constante en el horizonte de anlisis. En el Tablas 3.3-4 se muestra dicha demanda .

Tabla 3.3-4 Proyeccin de Demanda - Sider Per (MW)

Sider Per

Hora Punta Fuera Punta

2009 - 2018 28,08 62,40

Pierina


2009 - 2010 7,20 7,20

Perodo

Perodo

De las Tablas anteriores, se obtiene el Flujo Mximo pue pasa por las lneas L-1103/1104/1105. Los resultados se muestran en la Tabla 3.3.5 (a).


276


Tabla 3.3-5 Flujo Mximo en L-1103/1104/1105 (MW)

Ao Generacin GeneracinPariaS.E.

Carhuaz, .S.E.

Sihuas, PierinaInyeccin

Total

2007 263.5 2.6 12.7 6.2 7.2 239.9

2008 263.5 2.6 13.1 6.5 7.2 239.3

2009 263.5 10.3 13.6 6.7 7.2 246.3

2010 263.5 10.3 14.1 6.9 7.2 245.6

2011 263.5 10.3 14.6 7.2 7.2 244.8

2012 263.5 10.3 15.1 7.4 7.2 244.1

2013 263.5 10.3 15.6 7.7 7.2 243.3

2014 263.5 10.3 16.2 7.9 7.2 242.5

2015 263.5 10.3 16.7 8.2 7.2 241.6

2016 263.5 10.3 17.3 8.5 7.2 240.8

2017 263.5 10.3 17.9 8.8 7.2 239.9

2018 263.5 10.3 18.6 9.1 7.2 238.9

3.3.2 DEMANDA DEL SISTEMA ELCTRICO CHIMBOTE Y SIDER PER

Proyeccin de demanda del sistema elctrico Chimbote y Casma Rural

Similar al caso anterior, para ste sistema elctrico se consideran los resultados de proyeccin obtenidos por Hidrandina. En las Tablas 3.3-6 y 3.3-7 se muestran los resultados de proyeccin en Hora Punta y Fuera de Punta.

Tabla 3.3-6 Sistema Elctrico Chimbote y Casma Rural

Mxima Demanda Simultnea Hora Punta (MW)

Ao S.E. Santa(MW)S.E.

Chimbote 2

S.E.Chimbote

Norte

S.E.Chimbote

Sur

S.E.Trapecio

S.E.Nepea

S.E.Casma

S.E.San Jacinto

Total(MW)

2007 10.06 0.51 19.77 7.83 25.54 6.77 4.09 5.17 79.74

2008 10.53 0.53 20.56 8.13 26.64 7.01 4.26 5.40 83.06

2009 11.02 0.55 21.44 8.47 27.36 7.41 4.45 5.65 86.35

2010 11.54 0.58 22.35 8.62 29.14 7.76 4.64 5.92 90.55

2011 12.07 0.60 23.31 9.18 30.47 8.12 4.55 6.19 94.49

2012 12.63 0.63 24.30 9.56 31.87 8.51 5.06 6.48 99.04

2013 13.22 0.65 25.34 9.96 33.32 8.91 5.29 6.78 103.47

2014 13.63 0.68 26.42 10.37 34.84 8.33 5.52 7.09 106.88

2015 14.47 0.71 27.54 10.50 36.43 9.77 5.76 7.42 112.60

2016 15.13 0.74 28.71 11.25 38.09 10.23 6.02 7.77 117.94

2017 15.63 0.77 29.93 11.71 39.02 10.71 6.78 8.12 122.67

2018 16.56 0.80 31.21 12.19 41.63 11.21 6.56 8.50 128.66


277


Tabla 3.3-7 Sistema Elctrico Chimbote y Casma Rural

Mxima Demanda Simultnea Fuera Punta (MW)

Ao S.E. Santa(MW)S.E.

Chimbote 2

S.E.Chimbote

Norte

S.E.Chimbote

Sur

S.E.Trapecio

S.E.Nepea

S.E.Casma

S.E.San Jacinto

Total(MW)

2007 6.16 0.31 12.11 4.79 15.64 4.15 2.50 3.17 48.82

2008 6.45 0.32 12.59 4.98 16.31 4.29 2.61 3.31 50.86

2009 6.75 0.34 13.13 5.19 16.75 4.54 2.72 3.46 52.87

2010 7.07 0.35 13.68 5.28 17.84 4.75 2.84 3.62 55.44

2011 7.39 0.37 14.27 5.62 18.66 4.97 2.79 3.79 57.86

2012 7.73 0.38 14.88 5.85 19.51 5.21 3.10 3.97 60.64

2013 8.09 0.40 15.52 6.10 20.40 5.46 3.24 4.15 63.36

2014 8.35 0.42 16.18 6.35 21.33 5.10 3.38 4.34 65.44

2015 8.86 0.43 16.86 6.43 22.31 5.98 3.53 4.54 68.94

2016 9.26 0.45 17.58 6.89 23.32 6.26 3.69 4.76 72.21

2017 9.57 0.47 18.33 7.17 23.89 6.56 4.15 4.97 75.11

2018 10.14 0.49 19.11 7.46 25.49 6.86 4.02 5.20 78.78

Demanda de Sider Per y Pierina

Finalmente, con respecto a la carga de Sider Per y Pierina, estas se mantienen constante en el horizonte de anlisis. En el Tabla 3.3-8 se muestra dicha demanda.

Tabla 3.3-8 Proyeccin de Demanda - Sider Per (MW)

Sider Per


2009 - 2018 28,08 62,40

Pierina


2009 - 2010 7,20 7,20

Perodo

Perodo

En este caso, a fin de determinar el mximo flujo de potencia a travs de los transformadores de Chimbote, se considera la carga del Sistema Elctrico Chimbote y Casma Rural (Tabla 3.3-7) (b).

3.3.3 FLUJO MXIMO ENTRANFORMADORES DE SET CHIMBOTE 1

Finalmente, el flujo de potencia mximo a travs de dichos transformadores se obtiene al restar: (a) (b). Los resultados se muestran en Tabla 3.3-9


278


Tabla 3.3-9

Flujo de Potencia Mximo a travs de los Transformadores 220/138 kV (MW) Inyeccin L-1103/1104/1105 Carga Atendida a Hidrandina y Sider Per

Flujo Mximo Prdidas Inyeccin138 kV (a)Demanda

Simultnea PrdidasCarga

Atendida 138 kV (b)

2007 239.9 8.0 232.0 48.8 1.2 50.0 181.9

2008 239.3 7.9 231.4 50.9 1.3 52.1 179.2

2009 246.3 8.4 237.9 52.9 1.3 54.2 183.7

2010 245.6 8.4 237.2 55.4 1.4 56.8 180.4

2011 244.8 8.3 236.5 57.9 1.4 59.3 177.2

2012 244.1 8.3 235.8 60.6 1.5 62.1 173.7

2013 243.3 8.2 235.1 63.4 1.6 64.9 170.2

Ao

Flujo Mximoen

Transformadores(a) - (b)

De dicho tabla, para el perodo 2009-2013, se observa que el mximo flujo de potencia estimado a travs de los transformadores 220/138 kV de la subestacin Chimbote 1 es de 183,7 MW. Considerando un Cos de 0.872, la capacidad mxima que deben soportar dichos transformadores (en conjunto) es de 204,1 MVA.

3.3.4 DEFINICIN DEL SER Para el horizonte de anlisis (2009-2013), los transformadores de la subestacin Chimbote 1, deben estar diseados para transportar la potencia proyectada de la Tabla 3.3-9 . Es decir, los transformadores deben tener una capacidad mayor a 204,1 MVA. Del anlisis efectuado se concluye que los transformadores existentes (2x120 MVA) en dicha subestacin, pueden atender satisfactoriamente el crecimiento de la demanda para el perodo 2009-2013. Por lo tanto, para la propuesta tarifara se mantiene el equipamiento actual existente.

2 Obtenido en base a los registros de medicin de dicho transformador


279


3.4 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA RED

La mayora de los SSTG de REP corresponden a las redes de transmisin (lneas de transmisin de 220 y 138 kV). En este caso, para la determinacin del SER, se analiz la configuracin del SEA actualmente reconocido; verificndose la capacidad de cada uno de ellos y el cumplimiento de los niveles de tensin en operacin normal. Para determinar una correcta operacin y validar la capacidad actual del sistema de transmisin existente, se simularon (flujos de potencia) para cada uno de los aos comprendidos en el horizonte de anlisis. Para dichas simulaciones se consideran la proyeccin de demanda y los planes de expansin de generacin y transmisin que se indican en el Captulo 3.2. Las simulaciones de flujo de potencia permiten analizar la operatividad del sistema de transmisin en estado estacionario o permanente. Como resultado permite verificar los niveles de tensin en las barras analizadas, flujos de potencia activa y reactiva, y niveles de prdidas en el sistema de transmisin. Estas simulaciones sern efectuadas con el programa de simulacin de flujo de potencia WINFLU. A partir de las simulaciones de flujo de carga, se realiza un diagnstico al SEA existente del SSTG de REP. Sin embargo, debido a la incorporacin de nuevas centrales de generacin3, las cuales inyectaran su demanda al SEIN a travs de la barra 220 kV de la subestacin Chilca de REP, se ha recalculado el SEA correspondiente al enlace 220 kV entre las subestaciones Chilca y San Juan.

3.4.1 RESULTADOS DEL SEA DEL SSTG

Del anlisis efectuado, el flujo de potencia estimado en las instalaciones del SSTG de REP se muestran en Tabla 3.4-1.

3 Ampliacin del tercer grupo trmico de ENERSUR 170 MW, ampliacin del segundo grupo trmico de KALLPA 170 MW e ingreso de la futura central hidroelctrica PLATANAL 220 MW


280


Tabla 3.4-1 Flujo de Potencia Mximo a travs de las Lneas de 220 kV y 138 kV

2009 2010 2011 2012 20131 L-1005 Quencoro - Tintaya 138 kV 17,48 10,50 22,53 38,33 64,402 L-1011 Azangaro - Juliaca 138 kV 37,46 43,84 49,13 54,16 57,753 L-1012 Juliaca - Puno 138 kV 8,75 11,64 15,87 18,13 19,254 L-1026 Toquepala - Aricota 60 kV 19,33 19,28 19,37 19,06 17,705 L-2090 Chilca - Cantera 220 kV 8,57 42,96 28,80 21,76 58,096 L-2091 Chilca - Desierto 220 kV 2,22 36,46 21,71 14,18 50,567 L-2093 San Juan - Chilca REP 220 kV 263,39 307,99 210,36 217,26 312,398 L-2094/2095 San Juan - Chilca REP 220 kV 278,72 325,90 222,61 229,90 330,569 L-2201/2202 Campo Armio - Pachachaca 220 kV 82,12 60,74 70,24 91,36 67,83

10 L-2203/2204 Campo Armio - Huancavelica 220 kV 83,53 59,21 81,68 97,86 69,3511 L-2203/2231 Huancavelica - Independencia 220 kV 77,10 52,50 74,37 89,92 61,3112 L-2205/2206 Pachachaca - San Juan 220 kV 108,66 64,77 82,02 93,76 56,3113 L-2207 Cantera - Independencia 220 kV 11,03 21,43 6,23 2,04 32,5514 L-2208 Desierto - Independencia 220 kV 7,73 25,46 10,37 2,33 37,6515 L-2218/2219 Campo Armio - Pachachaca 220 kV 77,13 59,39 67,49 89,75 68,6816 L-2220 Campo Armio - Huayucachi 220 kV 127,45 106,03 107,67 123,14 98,3117 L-2221 Huayucachi - Zapallal 220 kV 88,89 64,55 63,73 76,25 49,1818 L-2222/2223 Pachachaca - Callahuanca 220 kV 135,02 92,89 99,98 113,54 96,29

Flujo de Potencia (MW)Cdigo de L.T.N Descripcin

Asimismo, en la Tabla 3.4-2 se muestran las tensiones resultantes en las barras 220 y 138 kV.

Tabla 3.4-2 Tensin Resultantes en las Barras de 220 y 138 kV

Tensin(kV) 2009 2010 2011 2012 2013

1 Purunhuasi 220 220,74 221,22 219,35 219,57 217,902 Chavarra 220 210,81 211,18 209,44 209,77 208,033 Chilca 220 217,02 216,58 215,69 215,85 215,944 Huancavelica 220 234,88 236,53 237,36 235,61 233,355 Huayucachi 220 230,70 232,78 233,75 232,16 229,636 Independencia 220 222,71 222,51 221,87 220,51 219,157 Juliaca 138 113,58 109,03 141,45 132,12 131,008 Pachachaca 220 225,02 226,31 225,63 224,65 223,119 Puno 138 115,45 111,86 141,86 138,00 138,00

10 Quencoro 138 128,80 126,23 146,84 134,52 129,8111 San Juan 220 209,29 208,29 208,27 207,98 205,4612 Santa Rosa 220 210,19 210,79 208,69 209,29 207,2913 Tintaya 138 126,57 124,92 148,42 131,24 124,8114 Ventanilla 220 213,06 213,39 211,97 212,38 210,8715 Zapallal 220 214,89 215,36 213,95 214,79 213,15

N BarraTensin en Barras (kV)

De los resultados obtenidos en las simulaciones de flujo de potencia, para el periodo en anlisis (2009-2013), excepto al enlace 220 kV Chilca - San Juan, en todas las instalaciones del SEA correspondiente al SSTG existente no se presentan problemas de sobrecarga.


281


Por lo tanto, para la presente propuesta de tarifas y compensaciones, se mantiene SEA vigente. Sin embargo, para el enlace Chilca San Juan se determina su SEA correspondiente.

En el Anexo N 3.4-1 se muestran los resultados de las simulaciones de flujo de potencia.

3.4.2 SEA DEL ENLACE 220 KV CHILCA SAN JUAN

La configuracin actual de los enlaces 220 kV entre las subestaciones Chilca y San Juan se muestran en el Esquema N 3.4-1.

Esquema N 3.4-1 Configuracin Existente

G1G2

C. T.Enersur

16 kV

Chilca220 kV

San Juan220 kV

BalneariosSanta Rosa

SSTDREP

G1G3

A) FLUJO DE POTENCIA ESTIMADO

Bajo la configuracin del sistema de transmisin existente (real), los flujos de potencia obtenidos en la lnea Chilca San Juan se muestran en la Tabla 3.4-3.

Doble Terna300 mm248,2 km

Luz del Sur

Mantaro

na (*)mm2

m

Simple Ter2x300

51,0 k

(*) Dos conductores por fase

C.H. Platanal

C. T.Kallpa

Cantera

Desierto

G1G2G1G2

C. T.Enersur

16 kV

Chilca220 kV

San Juan220 kV


SSTDREP

G1G3G1G3

Doble Terna300 mm248,2 km

Luz del Sur

Mantaro

na (*)mm2

m

Simple Ter2x300

51,0 k

(*) Dos conductores por fase

C.H. Platanal

C. T.Kallpa

Cantera

Desierto

Cantera

Desierto

L-2093 Doble Terna (2x180 MVA)

L-2094 y L-2095 Doble Terna (2x350 MVA)


282


Tabla 3.4-3 Flujo de Potencia: Chilca San Juan 220 kV

Flujo de Potencia (MW)

N Cdigo de L.T. Descripcin 2009 2010 2011 2012 2013

1 L-2093 San Juan - Chilca REP 220 kV 269.0

315.3

214.3

221.4

320.2


333.6

226.7

234.2

338.8


333.6

226.7

234.2

338.8

Flujo de Potencia (MVAR) N Cdigo de L.T. Descripcin

2009 2010 2011 2012 2013


62.4

58.8

63.7

88.6


66.4

62.7

68.8

94.2


66.4

62.7

68.8

94.2

Flujo de Potencia (MVA) N Cdigo de L.T. Descripcin

2009 2010 2011 2012 2013


321.4

222.2

230.4

332.2


340.1

235.2

244.1

351.7


340.1

235.2

244.1

351.7 Para la definicin del SEA se debe toman en cuenta los resultados en el Tabla 3.4-3.

B) PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS Las alternativas a evaluar deben contar con capacidad para transportar la demanda estimada en la Tabla 3.4-3. Es decir:

Flujo de Potencia (MW) 2009 2010 2011 2012 2013

838.0 982.5 667.7 689.8 997.8 La capacidad de transporte de los mdulos propuestos por OSINERGMIN (500 y 600 mm2) es menor de 400 MVA. Por lo tanto, para la condicin de operacin analizada en el punto anterior NO ES POSIBLE transportar dicha carga con un enlace en Doble Terna.


283


En ese sentido, para la determinacin del SEA, se analizan dos alternativas de configuracin:

La primera consiste en dos enlaces 220 kV; uno en doble terna y el otro en simple terna y,

La segunda consiste en dos enlaces 220 kV; cada uno en doble terna. Para ambas alternativas se considera la ruta de las existentes. Dichas alternativas se muestran en el Esquema N 3.4-2 y 3.4-3.

Sobre la base de los mdulos propuestos por OSINERGMIN (400, 500 y 600 mm2), se procede a determinar el calibre ptimo en cada una de las alternativas planteadas. Del anlisis efectuado, se tiene que en ambos casos corresponde un calibre de 600 mm2.

C) EVALUACIN ECONMICA

El SEA correspondiente al enlace Chilca San Juan ser la que resulte con menores costos totales en valor presente (VPN). Dicho costo, a su vez considera, los costos de inversin + operacin y mantenimiento + prdidas.

Costos Totales = Inversin + COyM + Prdidas Para determinar el valor presente del costo total, se considera una tasa de retorno del 12% anual y un horizonte de 30 aos.

Costos de Inversin Sobre la base de los costos modulares definidos por el OSINERGMIN4, se determinan los costos de inversin en cada una de las alternativas planteadas. En la Tabla 3.4.-1 el costo de inversin total obtenida en cada alternativa.

Tabla 3.4-1 Costos de Inversin de Alternativas ( $US)

Alternativas Descripcin CI

1 Enlace 220 kV - DT + ST 13 244.4

2 Enlace 220 kV - DT + DT 16 869.0

El detalle del clculo se muestra en las Tablas 3.4- 2 y 3.4-3.

4 Resolucin N 343-2008-OS/CD Base de Datos de los Mdulos Estndares de Inversin para Sistemas de Transmisin


284


Tabla 3.4-2

Costo de Inversin de Alternativa 1 ( $US ) Costo (Miles US$)

Unitrario ParcialSubestaciones

S.E. Chilca1 Celda de lnea 220 kV Cjto. 3 335.3 1 006.0

S.E. San Juan2 Celda de lnea 220 kV Cjto. 3 335.3 1 006.0

Lneas de Transmisin3 Chilca - San Juan 220 kV - Simple Terna km 51.0 81.2 4 139.24 Chilca - San Juan 220 kV - Doble Terna km 51.0 139.1 7 093.2

Costo Total 13 244.4

Item. Descripcin Unidad Cantidad

Tabla 3.4-3 Costo de Inversin de Alternativa 2 ($US)

Costo (Miles US$)Unitrario Parcial

SubestacionesS.E. Chilca

1 Celda de lnea 220 kV Cjto. 4 335.3 1 341.3S.E. San Juan

2 Celda de lnea 220 kV Cjto. 4 335.3 1 341.3

Lneas de Transmisin3 Chilca - San Juan 220 kV - Doble Terna km 51.0 139.1 7 093.24 Chilca - San Juan 220 kV - Doble Terna km 51.0 139.1 7 093.2

Costo Total 16 869.0

Item. Descripcin Unidad Cantidad

Costos de Operacin y Mantenimiento

Calculado sobre la base de los porcentajes aprobados por OSINERGMIN5. En la Tabla 3.4-4 se muestra lo correspondiente a la Muy Alta Tensin en la Costa:

Tabla 3.4-4 Costos de Operacin y Mantenimiento (Miles US$)

Cdigo Ubicacin Nivel de Tensin % COyM COMAT Costa Igual o Mayor a 138 kV 3,41%

Los costos de operacin y mantenimiento obtenidos en cada alternativa se muestra en la Tabla 3.4-5 Tabla 3.4-5

Costos de Operacin y Mantenimiento (Miles US$)

Alternativas Descripcin COyM

1 Enlace 220 kV - DT + ST 451.6

5 Resolucin N 0635-2007-OS/CD Porcentajes para Determinar el Costo anual Estndar de Operacin y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisin


285


2 Enlace 220 kV - DT + DT 575.2

El COyM obtenido para cada alternativa se muestra en la Tabla 3.4-6 y Tabla 3.4-7.

Tabla 3.4-6

Costos de Operacin y Mantenimiento de Alternativa 1 (Miles US$)


1 Celda de lnea 220 kV Cjto. 3 34.3S.E. San Juan

2 Celda de lnea 220 kV Cjto. 3 34.3

Lneas de Transmisin3 Chilca - San Juan 220 kV - Simple Terna km 51.0 141.14 Chilca - San Juan 220 kV - Doble Terna km 51.0 241.9

Costo Total 451.6

COyM(Miles US$)Item. Descripcin Unidad Cantidad

Tabla 3.4-7 Costos de Operacin y Mantenimiento de Alternativa 2 (Miles US$)


1 Celda de lnea 220 kV Cjto. 4 45.7S.E. San Juan

2 Celda de lnea 220 kV Cjto. 4 45.7

Lneas de Transmisin3 Chilca - San Juan 220 kV - Doble Terna km 51.0 241.94 Chilca - San Juan 220 kV - Doble Terna km 51.0 241.9

Costo Total 575.2

COyM(Miles US$)Item. Descripcin Unidad Cantidad

Costos de Prdidas Para determinar el costo de las prdidas se utilizan los precios en barra vigentes al 4 de Abril del 20086. En base a dichos costos se determinan los cargos por potencia (CP) y energa (CE) en cada una de las barras analizadas7. A modo de ejemplo, a continuacin se muestra el CP y CE estimados en la Barra Chiclayo Oeste.

Tabla 3.4-8 Precio en Barra San Juan 220 kV

6 Resolucin OSINERGMIN N 029-2008-OS/CD 7 El tipo de cambio utilizado en la Fijacin de Precios en Barra Perodo Mayo 2008 Abril 2009 2,746 nuevos soles por cada unidad de dlar.


286


PEBP = 10.88 ctm. S/./kWh 3.96 ctv. US$/kWhPEBF = 8.12 ctm. S/./kWh 2.96 ctv. US$/kWh

PPB = 19.37 S/./kW-mes 7.05 US$/kW-mes

Barra CP (US$/KW-Ao)CE

(US$/MWh)

San Juan 84.65 31.66

En base a dichos precios y considerando las prdidas obtenidas en las Tabla 3.4-9 y Tabla 3.4-10, se determina el costo de las prdidas para todo el horizonte en anlisis.

Tabla 3.4-9 Prdidas de Potencia (MW) y Energa (MWh) de Alternativa 1

Ao Prdidas de

Potencia MW

Prdidas de Energa

MWh 1 15.90 16 540.35

2 21.86 22 736.41

3 10.09 10 500.73

4 10.77 11 207.36

5 22.54 23 450.05

6 22.54 23 450.05

7 22.54 23 450.05

8 22.54 23 450.05

9 22.54 23 450.05

10 22.54 23 450.05

15 22.54 23 450.05

20 22.54 23 450.05

25 22.54 23 450.05

30 22.54 23 450.05

Tabla 3.4-10 Prdidas de Potencia (MW) y Energa (MWh) de Alternativa 2

Ao Prdidas de

Potencia MW

Prdidas de Energa

MWh 1 12.89 13 412.91

2 17.72 18 437.42


287


3 8.19 8 515.26

4 8.74 9 088.27

5 18.28 19 016.13

6 18.28 19 016.13

7 18.28 19 016.13

8 18.28 19 016.13

9 18.28 19 016.13

10 18.28 19 016.13

15 18.28 19 016.13

20 18.28 19 016.13

25 18.28 19 016.13

30 18.28 19 016.13

El costo de prdidas de las dos alternativas se muestra en la Tabla 3.4-11.

Tabla 3.4-11 Costo de Prdidas (Miles US$)

Ao Alternativa 1 Alternativa 2

1 1 869.7 1 516.1

2 2 570.0 2 084.1

3 1 187.0 962.5

4 1 266.8 1 027.3

5 2 650.7 2 149.5

10 2 650.7 2 149.5

15 2 650.7 2 149.5

20 2 650.7 2 149.5

25 2 650.7 2 149.5

30 2 650.7 2 149.5

VNA (12%) 18 668.8 15 138.9 Luego, se calcula el Valor Presente Neto (VPN) de la suma de los Costos de Prdidas estimados para cada ao, calculados para una tasa de retorno del 12% anual y un horizonte de 30 aos. Comparacin econmica Finalmente, la comparacin econmica se realiza con los costos totales de:


288


Inversin + COyM + Prdidas En la Tabla 3.4-12 se muestra los resultados de las dos alternativas. De dichos resultados se tiene que la alternativa ms econmica consiste en un enlace Doble Terna + Simple Terna. En la Tabla 3.4-13 y Tabla 3.4-14 se muestra el detalle de clculo de las dos alternativas.


289


Tabla 3.4-12

Costos Totales de Inversin (Miles US$)

CI COyM Prdidas Costo Total

Alternativa 1 13 244.4 3 638.0 18 668.8 35 551.3

Alternativa 2 16 869.0 4 633.6 15 138.9 36 641.6

Tabla 3.4-13

Costos Totales de Inversin Alternativa 1 (Miles US$) Ao CI COyM Prdidas Costo Total

0 13 244.4 13 244.4 1 451.6 1 869.7 2 321.3 2 451.6 2 570.0 3 021.7 3 451.6 1 187.0 1 638.6 4 451.6 1 266.8 1 718.5 5 451.6 2 650.7 3 102.3 6 451.6 2 650.7 3 102.3 7 451.6 2 650.7 3 102.3 8 451.6 2 650.7 3 102.3 9 451.6 2 650.7 3 102.3 10 451.6 2 650.7 3 102.3 15 451.6 2 650.7 3 102.3 20 451.6 2 650.7 3 102.3 25 451.6 2 650.7 3 102.3 30 451.6 2 650.7 3 102.3

Valor Presente (tasa descuento = 12%): 35 551.3


290


Tabla 3.4-14

Costos Totales de Inversin Alternativa 1 (Miles US$) Ao CI COyM Prdidas Costo Total

0 16 869.0 16 869.0 1 575.2 1 516.1 2 091.4 2 575.2 2 084.1 2 659.3 3 575.2 962.5 1 537.8 4 575.2 1 027.3 1 602.5 5 575.2 2 149.5 2 724.7 6 575.2 2 149.5 2 724.7 7 575.2 2 149.5 2 724.7 8 575.2 2 149.5 2 724.7 9 575.2 2 149.5 2 724.7 10 575.2 2 149.5 2 724.7 15 575.2 2 149.5 2 724.7 20 575.2 2 149.5 2 724.7 25 575.2 2 149.5 2 724.7 30 575.2 2 149.5 2 724.7

Valor Presente (tasa descuento = 12%): 36 641.6

D) EVALUACIN DE LA CALIDAD

Analizando las barras Chilca y San Juan para los aos 2008 al 2013 se encuentran dentro del margen establecido por la NTCSE. Sin embargo se aprecia que en las barras aledaas estn fuera de los lmites permisibles de la NTCSE. Pero que pueden mejorarse trabajando con traps y relaciones de transformacin. Se aprecia que el ingreso de la Central Platanal mejora la performance del sistema. El detalle de los clculos se puede observar en el Anexo 3.4-2 Calidad de de Producto.


291


3.5 CONCLUSIONES GENERACIN

Del anlisis efectuado, para el escenario de crecimiento de demanda obtenido en el Captulo 1, la configuracin del SEA del SSTG se mantiene igual al vigente, con la siguiente excepcin:

Para el enlace 220 kV Chilca - San Juan, se ha recalculado el SEA, tomando en

consideracin los planes de expansin de generacin y la transmisin. El SEA resultante corresponde a una lnea de transmisin en SIMPLE TERNA + DOBLE TERNA. Dicha configuracin se muestra en el siguiente Esquema.

Esquema 3.5-1

Enlace 220 kV Doble Terna + Simple Terna

G1G2

C. T.Enersur

16 kV

Chilca220 kV

San Juan220 kV

Santa Rosa

G1G3

Doble Terna600 mm2

51,0 km

Balnearios

Luz del Sur

Mantaro

C.H. Platanal

C. T.Kallpa

Simple Terna600 mm251,0 km

Cantera

Desierto

G1G2G1G2

C. T.Enersur

16 kV

Chilca220 kV

San Juan220 kV


G1G3G1G3

Doble Terna600 mm2

51,0 km

Luz del Sur

Mantaro

C.H. Platanal

C. T.Kallpa

Simple Terna600 mm251,0 km

Cantera

Desierto

Cantera

Desierto


292


4 DETERMINACIN DEL SISTEMA ECONMICO A REMUNERAR DE GENERACIN / DEMANDA

Para la determinacin del SER se ha considerado un horizonte de anlisis de 4 aos (2009-2013). En este caso, tal como se indica en la Norma SST/SCT, el SER est conformado por el Sistema Econmicamente Adaptado (SEA), salvo las consideraciones de capacidad establecidas en el Contrato de Concesin. En ese sentido, para su determinacin se est partiendo de la configuracin del SEA de los sistemas existentes.

4.1 ANLISIS DEL MERCADO ELCTRICO

4.1.1 EXPANSIN DE GENERACION

El plan de Expansin de Generacin para el perodo de anlisis se muestra en la tabla siguiente

Tabla 4.1-1 Plan de Expansin de Generacin: Perodo 2009-2013 (MW)

Ao Proyecto MW

2008 C.H. Carhuaquero G4 10,0

C.H. La Joya 10,0

C.H. Caa Brava 5,5

2009 C.T. Oquendo 50,0

C.H. Poechos 10,0

Repotenciamiento Pariac 7,7

Turbogas Chilca - Enersur 170,0

Turbogas Chilca - Kallpa 170,0

C.H. Platanal 220,0

2010 C.H. Machupicchu II 71,0

C.H. Olmos 120,0


2011 C.H. Tarucani 49,0


2012 C.H. Santa Teresa 110,0

2013 Ciclo Combinado Camisea 520,0


293


4.1.2 PROYECCION DE DEMANDA Para el SSTG de REP, dado que estas sirven forma exclusiva a la Generacin se han efectuado simulaciones para un horizonte de 4 aos (2009-2013). Para ello, se han considerado los resultados obtenidos en el Captulo 1 Proyeccin de la Demanda, para el horizonte de anlisis. En la Tabla 4.1-2 se muestran las tasas de crecimiento globales obtenidas en el SEIN.

Tabla 4.1-2 Tasa de crecimiento global del SEIN: Perodo 2009-2013 (%)

AO T.C. (%)

2008 8.00%

2009 6.16%

2010 9.01%

2011 5.96%

2012 6.23%

2013 5.86%

4.1.3 EXPANSIN DE LA TRANSMISIN Se ha considerado los planes de expansin obtenidos en los estudios:

Fijacin de precios en barra perodo Mayo 2008 Noviembre 2008 Plan Referencial del Ministerio de Energa y Minas (MEM).

En la Tabla 4.1-3 se muestran los resultados obtenidos en los estudios indicados:

Tabla 4.1-3

Plan de Expansin de Transmisin: Perodo 2009-2013 Ao Proyecto km

2010 Carhuamayo-Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro Corona-Carhuaquero 730

Mantaro - Caravel Montalvo 761

MachuPicchu Cotaruse 204

2011 Chilca - La Planicie Zapallal 96


294


4.2 METODOLOGA

La metodologa utilizada para la evaluacin del SEA se divide en dos partes: La primera parte consiste en evaluar y analizar la capacidad de transformacin de

los transformadores existentes. Y la segunda consiste en evaluar y analizar la capacidad de transporte de las

lneas de transmisin existentes. Para la primera parte se realiza un anlisis detallado de la zona en la cual operan los transformadores. Es decir, se analiza la carga e inyeccin de generadores que forman parte de la zona en anlisis. Y, para la segunda parte se realizan simulaciones de flujo de potencia considerando la oferta de generacin y demanda proyectada en el Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN).

4.3 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSFORMACIN

El SSTGD de REP cuenta con un slo transformador de 220/138 kV en la subestacin Paramonga Nueva. Dicha subestacin, tal como se muestra en el Esquema N 4.3-1, cuenta con dos transformadores (una de ellas pertenece a EGENOR).

Esquema N 4.3-1

Tranformador 220/138/66 kV de S.E. Paramonga Nueva - SSTGD REP

Para la definicin del SEA se analiza toda la zona (aguas abajo de la SET Paramonga Nueva) y su interconexin con el SEIN. Se determina el equipamiento necesario para cubrir el flujo de potencia mximo que se transmite a travs de dicho transformador en

Paramonga Nueva220 kV

138 kV

Cahua

SEIN Zapallal

SEINChimbote

65/50/15MVA

66 kV

Paramonga Nueva220 kV

138 kV

Cahua

SEIN Zapallal

SEINChimbote

65/50/15MVA

66 kV


295


todo el horizonte de anlisis. En el Esquema N 4.3-2 se muestra la zona involucrada en el anlisis:

Esquema N 4.3-2

Tranformador 220/138/66 kV de S.E. Paramonga Nueva - SSTGD REP

El flujo de potencia mximo en dichos transformadores depende en gran parte de la carga atendida en dicha zona y de la generacin en Cahua. Para determinar el flujo mximo, se considera lo siguiente: Despacho de la central elctrica Cahua. Demanda mxima de la zona (Paramonga 138 kV), En el primer caso, considera la potencia mxima de generacin de la central hidroelctrica (a). Y, en el segundo caso, se obtiene la demanda de la zona adicionando las prdidas a la demanda de la zona (b) Finalmente, el flujo de potencia mximo a travs de dichos transformadores ser la diferencia de: (b) (a). Los resultados se muestran en la Tabla 4.3-1


296


Tabla 4.3-1 Flujo de Potencia Mximo a travs de los Transformadores 220/138/66 kV (MW)

Generacin Cahua

Carga Paramonga Prdidas

Flujo Mximo en Transformador

Flujo Mximo en Transformador (Sin

Cahua)(a) (b-a) (b)

2009 43,49 27,65 0,78 -15,06 28,432010 43,49 29,13 0,82 -13,54 29,952011 43,49 30,86 0,87 -11,76 31,732012 43,49 32,58 0,92 -9,99 33,502013 43,49 34,31 0,97 -8,21 35,282014 43,49 36,04 1,02 -6,43 37,062015 43,49 37,76 1,07 -4,66 38,832016 43,49 39,49 1,12 -2,88 40,612017 43,49 41,21 1,17 -1,11 42,382018 43,49 43,01 1,22 0,74 44,23

(b)

Ao

De dicho cuadro, para el perodo 2009-2013, se observa que el mximo flujo de potencia estimado a travs del transformador 220/138/66 kV de la subestacin Paramonga, se da cuando la central hidroelctrica Cahua No opera y es igual a 44,23 MW. Considerando un Cos de 0,871 la capacidad mxima que debe soportar dicho transformador es de 50,7 MVA.

4.3.1 DEFINICIN DEL SER

Para el horizonte de anlisis (2009-2013), el transformador de la subestacin Paramonga Nueva, debe estar diseados para transportar la potencia mxima proyectada del cuadro N 4.2-1. Es decir, el transformador debe tener una capacidad mayor a 50,7 MVA. Por el transformador existente, cuenta con una conexin 66 kV (que opera normalmente abierto) y sirve para brindar confiabilidad a la demanda de las subestaciones Supe, Huarmey y Puerto Antamina, en casos de contingencia. Del anlisis efectuado se concluye que el transformador existente 220/138/66 kV - 60/50/15 MVA de dicha subestacin, puede atender satisfactoriamente el crecimiento de la demanda para el perodo 2009-2013. Por lo tanto, para la propuesta tarifara se mantiene el equipamiento actual existente.


297


4.4 DIAGNOSTICO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE LA RED

La mayora de los SSTGD de REP corresponden a las redes de transmisin (lneas de transmisin de 220 y 138 kV). En este caso, para la determinacin del SER, se analiz la configuracin del SEA actualmente reconocido; verificndose la capacidad de cada uno de ellos y el cumplimiento de los niveles de tensin en operacin normal. Para determi

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000362 Reg 003867 Red de Energia Del Peru - Parte 2