Ch Yuscay Tablazo Tgrande Estudios Electricos

ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD

“PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS:

CH YUSCAY

CH TABLAZO

CH TAMBOGRANDE”

Version 01

PARTE

ESTUDIOS ELÉCTRICOS DEL PROYECTO 2020-2024

Análisis de la Operación en Estado Estacionario

Cálculos de Cortocircuitos

Estabilidad Transitoria

Mayo, 2015

Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos

Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande

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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS

ÍNDICE

Nº Pág

1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 4

2. OBJETIVOS ....................................................................................................................... 6

3. PERIODO DE ESTUDIO .................................................................................................. 7

4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .......................................................................... 7

5. INFORMACIÓN UTILIZADA......................................................................................... 7

5.1 Demanda Máxima del SEIN .................................................................................. 7

5.2 Demanda por Barras y por Áreas ......................................................................... 8

5.3 Oferta de Generación ........................................................................................... 10

5.4 Sistema de Transmisión ....................................................................................... 11

6. CRITERIOS TÉCNICOS Y METODOLOGÍA ........................................................... 13

6.1 Criterios para el Análisis del Estado Estacionario ............................................ 13

6.2 Criterios para el Análisis de Contingencias ....................................................... 13

6.3 Criterios del Análisis de Cortocircuitos.............................................................. 13

6.4 Criterios para el Análisis de Estabilidad Transitoria ....................................... 13

6.5 Metodología para el Análisis de Contingencias ................................................. 14

6.6 Metodología para el Análisis de Cortocircuitos ................................................. 14

6.7 Metodología para el Análisis de Estabilidad Transitoria ................................. 14

7. ESPECIFICACIONES DE LA CENTRAL Y SUBESTACION ................................. 15

7.1 Características técnicas del equipamiento de la Central .................................. 15

8. ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN .................................... 19

8.1 Conexión al SEIN.................................................................................................. 19

8.2 Datos Asociados al Proyecto: ............................................................................... 21

9. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO .......................... 22

9.1 Resumen de Casos, año 2020 Sin Proyecto......................................................... 22

9.2 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 Sin Proyecto ....................................... 23

9.3 Resumen de Casos, año 2020 con Proyecto ........................................................ 25

9.4 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 con Proyecto ...................................... 27

9.5 Resumen de Casos, año 2024 con Proyecto ........................................................ 29

9.6 Demanda Máxima en Estiaje, año 2024 .............................................................. 30

9.7 Análisis de Resultados Casos Base ...................................................................... 32

10. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS................................................................................ 33

10.1 Casos analizados ................................................................................................... 33

10.2 Casos de Contingencia Escenario Máxima Demanda Avenida 2020 ............... 34

10.3 Caso de Contingencia Salida de Capacitor Escenario Máxima Demanda 2020

35

10.4 Caso de Contingencia Salida de Carga Escenario Máxima Demanda 2020 ... 35

10.5 Caso de Contingencia Salida de Generadores Existentes Escenario Máxima

Demanda 2020 ....................................................................................................... 35

10.6 Caso de Contingencia Salida de Generadores del Proyecto Máxima Demanda

2020 ........................................................................................................................ 35



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10.7 Análisis de Resultados en Contingencia ............................................................. 36

11. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS ............................................................................ 37

11.1 Premisas ................................................................................................................. 37

11.2 Casos Simulados ................................................................................................... 37

11.3 Cortocircuito 2020 sin Proyecto .......................................................................... 38

11.4 Cortocircuito 2020 Con Proyecto ........................................................................ 38

11.5 Cortocircuito 2024 Con Proyecto ........................................................................ 39

11.6 Cortocircuito 2024 Asimétricos ........................................................................... 40

11.7 Cortocircuito Trifásico 2024 Especial................................................................. 41

11.8 Análisis de Resultados .......................................................................................... 42

12. ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ......................................................... 43

12.1 Reguladores de Velocidad y de Tensión del Proyecto Hidroeléctrico Yuscay-

Tablazo-Tambogrande ......................................................................................... 43

12.2 Prueba de Estabilidad sin Falla Sistema Interconectado .................................. 49

12.3 Estabilidad ante Fallas ......................................................................................... 50

12.4 Tolerancia a Corrientes de Secuencia Negativa ................................................. 51

12.5 Estabilidad Transitoria-Determinación del tiempo crítico de despeje de falla

54

12.6 Análisis de Resultados de Estabilidad ................................................................ 55



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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS YUSCAY-TABLAZO-TAMBOGRANDE

ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO

1. INTRODUCCIÓN

En el Reglamento de Transmisión aprobado por el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM,

publicado en el Diario Oficial El Peruano el 17.05.2007, y los artículos 37° y 66° del

Reglamento de la Ley de Concesiones modificadas por Decreto Supremo N° 076-2009-

EM, se establece que los titulares de las nuevas instalaciones que se conecten al sistema

de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), deben elaborar y

presentar al COES un estudio de Pre Operatividad.

EL COES emitió El Procedimiento N°20 "Ingreso, Modificación y Retiro de

Instalaciones en el SEIN" en el punto 5 se hace referencia a "Alcances - Centrales de

Generación Convencional (CGC)" tema del presente Informe.

La ubicación física de las instalaciones proyectadas para el funcionamiento de las

Centrales Hidroeléctricas de Yuscay, Tablazo y Tambogrande que aprovechará los

recursos hídricos del reservorio de San Lorenzo que mediante canal hacia Yuscay luego

hacia el Partidor, donde están construidos otros canales, que en su trayecto aprovechan

Tablazo y Tambogrande. En el departamento de Piura.

La conexión eléctrica de la Central Hidroeléctrica de Tambogrande se ubicara en el punto

de conexión, a 22 km de la subestación existente de Tambogrande hacia Las Lomas en

22.9 kV.

La Central Hidráulica de Tablazo se conectara con la Central Tambogrande mediante un

línea de 1.5 km en 22.9 kV.

La Central Hidráulica de Yuscay se conectara con la Central Tablazo mediante una línea

de 2.2 km en 22.9 kV.

Para mejorar en nivel de la tensión se prevee instalar un capacitor de 5 MVAR en la

subestación existente de Tambogrande.

La C.H. Yuscay tendrá una capacidad instalada de 1x2.97 MW

La C.H. Tablazo tendrá una capacidad instalada de 1x0.78 MW.

La C.H. Tambogrande tendrá una capacidad instalada de 1x0.97 MW.

Se estima que su inicio de operaciones será en el año 2020.



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Lámina Nº 1: Ubicación geográfica del Reservorio San Lorenzo

Lámina Nº 2: Línea existente Chulucanas-TamboGrande-Las Lomas



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Lámina Nº 3: Ubicación Línea proyecto (punteada) CH Yuscay-CH Tablazo-CH

Tambogrande

2. OBJETIVOS

El presente Estudio de Pre Operatividad tiene los siguientes objetivos principales:

Analizar la operación del SEIN en estado estacionario con y sin proyecto. Con

proyecto en condiciones normales y en contingencia simple, para asegurar la calidad

del servicio en relación a los niveles de tensión en las principales barras en la zona

del proyecto y de los niveles de carga en las líneas de transmisión, ante la presencia

de este nuevo equipamiento.

Analizar los niveles de corriente de falla ante cortocircuitos en las barras de las

subestaciones y asegurar que los equipos de interrupción existentes y previstos en la

zona cercana al proyecto tengan la capacidad suficiente para soportar esta exigencia.

Efectuar la Estimación de la Estabilidad del SEIN, con la finalidad de:

Verificar la Estabilidad de la central en Proyecto ante fallas trifásicas.

Evaluar la máxima corriente de secuencia negativa que puede circular por los



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devanados de armadura de los grupos generadores y el tiempo máximo que los

generadores puede soportar esta exigencia.

Evaluar la Estabilidad de primera oscilación para encontrar el tiempo crítico de falla

trifásica.

3. PERIODO DE ESTUDIO

Con la finalidad de obtener resultados confiables del análisis se han considerado un

número de años suficientes que garanticen los resultados, a partir del periodo 2020,

fechas en que se tiene previsto el inicio de operaciones de esta nueva central. Para el final

del horizonte del estudio el año 2024.

Asimismo, se ha tomado en cuenta el ingreso de diversas instalaciones de generación y

transmisión relacionadas o cercanas a la zona del proyecto, así como, la evolución de la

demanda en todo este periodo.

4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL

Todos los cuadros de resultados numéricos y gráficos mostrados en el presente análisis,

han sido obtenidos utilizando el programa computacional DIgSILENT Power Factory.

5. INFORMACIÓN UTILIZADA

5.1 Demanda Máxima del SEIN

La demanda de potencia del SEIN ha sido obtenida a partir de la información de los

siguientes estudios:

Plan de Transmisión 2014 – COES.

Información proporcionada por el COES en su portal 07.07.2014.

El resultado para la proyección de la demanda máxima del SEIN en el horizonte de

análisis del Estudio se muestra en el cuadro siguiente:



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Cuadro Nº 5.1: Proyección de la Demanda Máxima del SEIN

AÑO GWH % MW % MW %

2013 39663 5562 5562

2014 42313 6.7% 5978 7.5% 5978 7.5%

2015 47066 11.2% 6694 12.0% 6694 12.0%

2016 53204 13.0% 7359 9.9% 7363 10.0%

2017 58602 10.1% 8029 9.1% 8025 9.0%

2018 64023 9.3% 8773 9.3% 8758 9.1%

2019 71642 11.9% 9782 11.5% 9358 6.9%

2020 75869 5.9% 10349 5.8% 10023 7.1%

2021 80269 5.8% 10934 5.7% 10320 3.0%

2022 83721 4.3% 11437 4.6% 11124 7.8%

2023 86567 3.4% 11860 3.7% 11588 4.2%

2024 89510 3.4% 12300 3.7% 11950 3.1%

NOTAS:

Portal COES-Demanda a niv el de generación 2014-2018 Actualizado 07 jul 2014

2019-2024 Asumido

ENERGÍA POTENCIA PLAN ESCENARIO BASE POTENCIA PROYECTO

5.2 Demanda por Barras y por Áreas

Una vez establecida la demanda total de potencia de acuerdo a la proyección establecida

en el numeral anterior, se disgregan las cargas por áreas del SEIN: Norte, Centro y Sur.

A cada área le corresponde el siguiente detalle:

Cargas vegetativas - V(existentes e Incorporadas)

Cargas especiales - E (fijas)

Cargas de Motores

Cargas de nuevos proyectos - P(proyectos)

Esta distribución ha sido obtenida teniendo en cuenta las siguientes premisas:

Las cargas especiales se ubican en las barras (subestaciones) en donde se encuentran

actualmente instaladas.

Los proyectos nuevos se ubicarán en las barras en donde se tiene previsto instalarse.

Las cargas vegetativas siguen la misma tendencia de distribución observada en las

barras existentes.

La relación de los principales proyectos que han sido considerados en el periodo de

proyección se muestra en el cuadro siguiente.



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Cuadro Nº 5.2: Principales Proyectos

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Departamento AREA MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW

Tia Maria (SPCC) Arequipa SUR 10 76 76 76 76 76 76 76

Los Chancas (SPCC) SUR

Amp. Concentradora Cuajone (SPCC) SUR 17 17 46 46 46 46 46 46 46 46

Amp. Concentradora Toquepala (SPCC) Tacna SUR 0 8 72 72 72 72 72 72 72 72

Expansion de Fundicion (SPCC) SUR

Expansion de Refineria (SPCC) SUR

Ampliacion Cerro Verde-500kV Arequipa SUR 0 149 406 406 406 406 406 406 406 406

Ampliacion Quimpac-Oquendo Lima CENTRO 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25

El Brocal (Colquijirca) Cerro de Pasco CENTRO 20 27 27 27 27 27 27 27 27 27

Ampliacon Shougang Hierro Peru Ica SUR 28 70 70 88 100 100 100

Ampliacion Antamina Ancash NORTE 19 34 34 34 79 79 124 124 129 129

Ampliacion Aceros Arequipa-Pisco Ica SUR 6 11 11 16 21 36 36 51 51 51

Ampliacion Cerro Lindo SUR 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Ampliacion Bayovar (Miski Mayo) Piura NORTE 12 15 15 16 16 17 18 18 18

Ampliacion Cemento Pacasmayo CENTRO 25 25 25 25 25 25 25 25 25

Ampliacion UNACEM-Cementos Lima Lima CENTRO 15 15 16 16 16 17 17 17 17 17

Toromocho (Chinalco) Junin CENTRO 154 160 216 216 216 216 216 216 216 216

Pachapaqui Ancash NORTE 0 8 12 16 16 16 16 16 16

Minas Conga NORTE

Ampliacion Antapacay (GLENCORE XSTRATA) Cusco SUR 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82

Las Bambas (MMG) Apurimac SUR 0 3 42 150 150 150 150 150 150 150

Coroccohuayco (GLENCORE XSTRATA) CENTRO 0 0 0 0 65 65 65 65 65 65

Constancia (Hudbay) Cusco CENTRO 62 87 87 87 87 87 87 87 87 87

Galeno (Lumina) NORTE 30 120 120 120

Bongará-Cajamarquilla (Votorantim) Amazonas NORTE 2 8 8 8 8 8 8

Quechua NORTE 37 75 75 75 75

Quellaveco (Angloamerican) Moquegua SUR 2 8 14 112 112 112

Mina Chapi Arequipa SUR 7 26 26 26 26 26 26

Chucapaca Moquegua SUR 10 62 62 62 62 62 62

Hilarion (Milpo) CENTRO

Pukaqaqa (Milpo) Huancavelica CENTRO 10 40 40 40 40 40 40

Pampa de Pongo (JMP) Arequipa SUR 40 60 80 80 80 80 80

Los Calatos (Hampton) NORTE

Michiquillay (Angloamerican) NORTE

Cañariaco NORTE

La Granja (Rio Tinto) Cajamarca NORTE 148

Sulliden (Shahuindo) Cajamarca NORTE 8 8 8 15 15 15 15 15

Haquira (Antares) Apurimac SUR 12 24 24 24 88 88 88 88

Creditex (Trutex) La Libertad NORTE 14 14 14 14 15 15 15 15

Mina Justa (Marcobre) Ica SUR 5 5 15 35 35 35 35

Rio Blanco NORTE

Ampliacion Refinieria Talara (PERUPETRO) NORTE

Corani Puno SUR 21 41 41 41 41 41 41 41

Inmaculada-Suyamarca (Hochschild) Ayacucho SUR 19 19 20 20 20 20 20 20 20

La Arena La Libertad NORTE 2 3 65 65 65 65 65 65 65 65

El Porvenir Pasco CENTRO 5 24 24 24 24 24 24 24 24

Mina Alpamarca Junin CENTRO 6 15 15 15 15 15 15 15 15

Cementos Piura Piura NORTE 25 25 25 25 25 25 25 25 25

Nueva Planta de Oxidos VOLCAN Junin CENTRO 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16

Ampliacion SIDERPERU Ancash NORTE 0 33 33 33 33 33 33

Ollachea (Kuri Kullu) Puno SUR 4 7 10 11 12 11 11 11 11 7

Salmueras Sudamericanas Piura NORTE 0 25 25 25 25 25 25 25 25

Accha-Azod-(Zincore Metals) Apurimac SUR 17 34 34 34 34 34 34 34 34

Ampliacion UNACEM-Concorcocha Junin CENTRO 7 11 28 39 40 41 42 42 42 42

Total de Proyectos - Zona Norte 21 74 194 200 289 333 448 539 544 692

Total de Proyectos - Zona Centro 299 377 479 500 596 598 599 599 599 599

Total de Proyectos - Zona Sur 112 316 773 1,071 1,222 1,282 1,370 1,495 1,495 1,456

TOTAL PROYECTOS 432 767 1,446 1,771 2,107 2,213 2,417 2,633 2,638 2,747

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA 2014 - 2023



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5.3 Oferta de Generación

De manera similar al caso de la Demanda, la información del programa de expansión del

parque generador del SEIN durante el periodo de análisis ha sido obtenida considerando

la siguiente información:

Plan de Transmisión 2014 COES.

Información proporcionada por el COES portal 07.07.2014

Las nuevas unidades de generación utilizadas en los análisis de cada año se presentan a

continuación.

Cuadro Nº 5.3: Programa de Obras de Generación

FECHA PROYECTO TECNOLOGIA EMPRESA ZONA MW

Jul-2014 Central Eólica Talara Eólica ENERGIA EOLICA Norte 30.00

Jul-2014 Central Eólica Cupisnique Eólica ENERGIA EOLICA Norte 80.00

Aug-2014 CH Santa Teresa - G1 Hidroeléctrica LUZ DEL SUR Sur 49.06

Nov-2014 CT Fenix-TG11 Ciclo Combinado FENIX POWER PERU Centro 268.00

Nov-2014 Central Biomasa La Gringa V Biomasa CONSORCIO ENERGIA LIMPIA Centro 2.00

ene-2015 CH Runatullo III Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA JUNIN Centro 20.00

ene-2015 CH Machupicchu II Hidroeléctrica EGEMSA Sur 99.86

ene-2015 Central Solar Moquegua FV Solar SOLARPARCK CORPORATION TECNOLOGICA Sur 16.00

ene-2015 CH Canchayllo Hidroeléctrica ALDANA CONTRATISTAS GENERALES Centro 5.20

Mar-2015 Reserva Fria- Planta Puerto Maldonado Dual Diesel B5/Gas NaturalINFRAESTRUCTURAS Y ENERGIAS DEL PERU Sur 18.00

Mar-2015 Reserva Fria- Planta Pucallpa Dual Diesel B5/Gas NaturalINFRAESTRUCTURAS Y ENERGIAS DEL PERU Centro 40.00

abr-2015 CH Runatullo II Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA JUNIN Centro 19.00

abr-2015 CH Santa Teresa - G2 Hidroeléctrica LUZ DEL SUR Sur 49.06

abr-2015 CH Quitaracsa Hidroeléctrica ENERSUR Norte 111.80

Jun-2015 Reserva Fria-Planta de Eten Dual Diesel B5/Gas NaturalPLANTA DE RESERVA FRIA DE GENERACION ETEN Norte 219.00

ago-2015 CH Tingo Hidroeléctrica COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO Centro 8.80

ene-2016 Parque Eólico Tres Hermanas Eólica CONSORCIO TRES HERMANAS Centro 97.15

ene-2016 CH 8 de Agosto Hidroeléctrica GENERACION ANDINA Centro 19.00

ene-2016 CH El Carmen Hidroeléctrica GENERACION ANDINA Centro 8.40

ene-2016 CH Cheves I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CHEVES-SN POWER Centro 168.00

ene-2016 CH Chancay Hidroeléctrica SINERGESA Centro 19.20

May-2016 CT Mollendo-Nodo Energetico del Sur Dual Diesel B5/Gas NaturalSAMAY 1 Sur 500.00

Jul-2016 CH Manta Hidroeléctrica PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGIAS RENOVABLES Norte 19.78

Jul-2016 CH Cerro del Aguila Hidroeléctrica CERRO DEL AGUILA Centro 525.00

ago-2016 CH RenovAndes H1 Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION SANTA ANA Centro 19.99

ago-2016 CH Chaglla Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA Centro 456.00

Nov-2016 CH Huatziroki I Hidroeléctrica ARSAC CONTRATISTAS GENERALES Centro 11.08

Nov-2016 CH Carpapata III Hidroeléctrica UNION ANDINA DE CEMENTOS Centro 12.80

dic-2016 CH La Virgen Hidroeléctrica PERUANA DE ENERGIA Centro 64.00

ene-2017 CH Marañon Hidroeléctrica HIDROELECTRICA MARAÑON Centro 88.00

ene-2017 CH Zaña 1 Hidroeléctrica ELECTRO ZAÑA Norte 13.20

ene-2017 CH Colca Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CANCHAYLLO Centro 12.05

ene-2017 CH Yarucaya Hidroeléctrica HUAURA POWER GROUP Centro 16.50

ene-2017 CH Santa Lorenza I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA SANTA LORENZA Centro 18.70

ene-2017 CH Carhuac Hidroeléctrica ANDEAN POWER Centro 15.80

ene-2017 CH Potrero Hidroeléctrica EMPRESA ELECTRICA AGUA AZUL Norte 19.90

ene-2017 CH Hydrika 1-5 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 38.60

ene-2017 CH Karpa Hidroeléctrica HIDROELECTRICA KARPA 19.00

ene-2017 CH Laguna Azul Hidroeléctrica HIDROELECTRICA LAGUNA AZUL 20.00

Mar-2017 CH Cola 1 Hidroeléctrica HIDROELECTRICA COLA Norte 10.40

Mar-2017 CT Ilo-Nodo Energetico Sur Dual Diesel B5/Gas NaturalENERSUR 500.00

abr-2017 CT Santo Domingo de los Olleros-TV Ciclo Combinado TERMOCHILCA Centro 86.00

ene-2018 CH Pucara Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION HIDROELECTRICA DEL CUSCO Sur 149.80

ene-2018 CH Angel III Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGIA DEL PERU Sur 19.95

ene-2018 CH Angel I Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGIA DEL PERU Sur 19.95

ene-2018 CH Angel II Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGIA DEL PERU Sur 19.95

ene-2018 CH Tulumayo IV Hidroeléctrica EGEJUNIN TULUMAYO IV Centro 40.00

ene-2018 CH Tulumayo V Hidroeléctrica EGEJUNIN TULUMAYO V Centro 65.00

ene-2018 CH Macon Hidroeléctrica EGEJUNIN MACON Centro 10.00

ene-2018 CH Langui II Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELECTRICA DE LANGUI Sur 2.90

ene-2018 CH Huasicancha Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELECTRICA CANCHAYLLO Centro 6.25

ene-2018 CH Chilcay Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELECTRICA CANCHAYLLO Centro 12.01

dic-2018 CH Pallca Hidroeléctrica ANDEAN POWER Centro 10.10

ene-2018 CH Muchcapata Hidroeléctrica NUEVA ESPERANZA ENERGY Centro 8.10

ene-2018 CH Nueva Esperanza Hidroeléctrica NUEVA ESPERANZA ENERGY Centro 9.34

Jul-2018 Central Solar Fotovoltaica La Joya Solar ENEL GREEN POWER PERU 18.00

Jul-2018 Central Solar Fotovoltaica Pampa de Siguas Solar ENEL GREEN POWER PERU 19.00

Jul-2018 CH Las Cruces Hidroeléctrica GENERAL COMMERCE 14.60

NOTAS:

Portal COES-Programa Obras 2014-2018 - Actualizado 07 jul 2014

PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN 2014 - 2018



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5.4 Sistema de Transmisión

La información utilizada para efectuar la expansión del Sistema de Transmisión del SEIN

ha sido obtenida de los siguientes estudios:

Plan de Transmisión 2014 COES

Información proporcionada por el COES portal 07.07.2014

En el cuadro N° 5 siguiente, se presenta la relación de instalaciones de transmisión del

SEIN y las asociadas al proyecto en donde se indican las fechas en que iniciarán su

operación en cada uno de los años del periodo de simulación.



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Cuadro Nº 5.4: Expansión del Sistema de Transmisión

FECHA PROYECTOEMPRESA

ago-2014 SE Nueva Jicamarca (SE Mirador) 220 kV - 120 MVA EDELNOR

ago-2014 LT 220 kV Carabayllo-Nueva Jicamarca (doble circuito) EDELNOR

ago-2014 Repotenciacion de la LT 220 kV Piura Oeste-Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA REP

ago-2014 SE La Ramada 220 kV-30MVA YAMOBAMBA

oct-2014 Repotenciacion de la LT 220 kV Paragsha - Vizcarra de 152 MVA a 250 MVA ISA

dic-2014

Ampliacion de la Capacidad de Transmision de la Linea 220 kV San Juan-Chilca(L-2093) de 350

MVA a 700 MVA (conversion a doble terna) REP

ene-2015 Nueva SE Reque 220 kV (antes llamada SE Chiclayo Sur) REP

ene-2015 SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifasico de 220/60/10 kV - 30 MVA REP

ene-2015 SE Pucallpa: Instalación de banco de Condensadores de 20 Mvar - 60 kV -

ene-2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV REP

ene-2015 Repotenciacion de la LT 138 kV Aguaytia-Pucallpa -

abr-2015 LT 220 kV Machupicchu-Abancay Nueva-Cotaruse(doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas CTM

abr-2015 Repotenciacion de la LT 138 kV Paragsha II-Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP

abr-2015

Ampliacion de la Capacidad de Transmision de la Linea 220 kV Ventanilla-Zapallal (L-2242/L2243)

de 152 MVA a 270 MVA por terna REP

abr-2015 LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) REP

jun-2015 SE Shahuindo 220 kV MINERA SULLIDEN

jul 2015 LT 138 kV Socabaya-Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones SEAL

dic-2015 Nueva SE Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN PERU

ene-2016 Repotenciacion de la LT 220 kV San Juan-Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A LUZ DEL SUR

ene-2016 Repotenciacion de la LT 220 kV Huanza-Carabayllo -

ene-2016

Ampliacion de la capacidad de transformacion en las SSEE Aguaytia 220/138/22.9kV y Pucallpa

138/60/10 kV -

may-2016

LT 220 kV Carhuaquero-Cajamarca Norte (300MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte-Caclic-

Moyobamba (200 MVA) COBRA

jul-2016 LT 138 kV Santiago de Cao-Malabrigo(41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 kV -

jul-2016 Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Electrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kV -

ago-2016 LT 220 kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y SSEE Asociadas ABENGOA PERU

sep-2016 LT 220 kV La Planice REP-Industriales -

oct-2016 SE Orcotuma 220/60 kV, 40 MVA y dos lineas de transmision en 220 kV -

dic-2016 SE Malvinas (Nueva Colonial) 220 kV -2x180MVA EDELNOR

dic-2016 LT 220 kV Mirador (Nueva Jicamarca)-Malvinas(Nueva Colonial) EDELNOR

ene-2017 LT 500 kV Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Montalvo y SSEE Asociadas ISA

ene-2017 Primera etapa de la SE Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexion de lineas aledañas -

ene-2017 LT 220 kV Friaspata-Mollepata y SE Mollepata 220/66kV - 50 MVA -

ene-2017 LT 220 kV Moquegua-Los Heroes (2do circuito) y Ampliacion de la SE Los Heroes -

ene-2017 LT 220 kV Industriales-Corpac -

ene-2017 Nueva SE Corpac 220 kV-2x50 MVA -

ene-2017 Repotenciacion de la LT 220 kV Pachachaca-Callahuanca -

ene-2017 Repotenciacion de la LT 220 kV Pomacocha-San Juan -

abr-2017 SE Nueva Lurin 220 kV -

abr-2017 SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA -

abr-2017 SE Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA

may-2017 LT 220 kV Azangaro-Juliaca-Puno y SSEE Asociadas -

jul-2017 LT 220 kV Nicolas Ayllon-Drv. Nicolas Ayllon -

jul-2017 Nueva SE Nicolas Ayllon 220 kV -

ene-2018 Repotenciacion de la LT 220 kV Tingo Maria-Vizcarra-Conococha -

ene-2018 Repotenciacion de la LT 220 kV Trujillo-Cajamarca -

NOTAS:

Portal COES-Programa Obras - Actualizado 07 jul 2014

PROGRAMA DE OBRAS DE TRANSMISIÓN 2014- 2018



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6. CRITERIOS TÉCNICOS Y METODOLOGÍA

6.1 Criterios para el Análisis del Estado Estacionario

La tensión en barras del sistema de transmisión debe estar en el rango de 95% a

105% de la tensión nominal de la barra.

La tensión nominal de la barra Mantaro es de 230 kV, la tensión nominal de Lima es

de 210 kV y para el resto del sistema es de 220 kV.

No se permite sobrecargas en transformadores.

La carga en líneas no debe superar el 100%.

Los generadores con potencia inferior a 5 MW, deberán operar a su factor de

potencia nominal.

Los generadores con potencia superior a 5 MW deberán operar según su rango

operativo definido por el COES. Los rangos reactivos, están definidos por las curvas

de capabilidad (diagramas P-Q) de los generadores.

6.2 Criterios para el Análisis de Contingencias

El sistema será evaluado considerando el criterio N-1 determinístico por desconexión

de líneas relacionadas con el Proyecto.

No se permite sobrecargas en transformadores.

La sobrecarga en líneas no debe superar el 20% por cuatro horas.

La tensión no debe ser inferior a 0.9 p.u.

6.3 Criterios del Análisis de Cortocircuitos

El sistema será evaluado considerando la norma IEC 909 2001

Se analizan fallas simétricas y asimétricas, para casos de cortocircuito trifásico,

cortocircuito bifásico a tierra y cortocircuito monofásico a tierra.

6.4 Criterios para el Análisis de Estabilidad Transitoria

En la Estimación del Tiempo Crítico de despeje de falla

Con las simulaciones de estabilidad transitoria se determinará el tiempo máximo que

puede permanecer una falla trifásica sin que las unidades de generación pierdan

sincronismo.

Las simulaciones se realizan para un tiempo de 1 segundo.

En casos de requerirse los amortiguamientos de la potencia y la frecuencia la

simulación se extiende a 20 segundos.

Las variables a examinar serán los ángulos de las máquinas, velocidad de máquinas,

potencias en líneas de transmisión y tensión en barras.



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En la tolerancia a corrientes de secuencia negativa

El sistema será evaluado para falla bifásica sin contacto a tierra.

El tiempo máximo de despeje de la falla para motivos de simulación, será de 400 ms

después de iniciado el evento y con apertura definitiva del elemento de transmisión

involucrado.

Soporte de la Estabilidad de la central

El sistema será evaluado para fallas en el sistema.

6.5 Metodología para el Análisis de Contingencias

El sistema será evaluado considerando el criterio N-1 determinístico para líneas

relacionadas con el Proyecto.

Se preparan cuadros resúmenes de los flujos de potencia en líneas de transmisión y

transformadores, resaltando los que se encuentran fuera del rango permitido.

6.6 Metodología para el Análisis de Cortocircuitos

Se simulan fallas trifásicas y monofásicas en barras relacionadas con el proyecto para

los años relevantes

Se verifica que los niveles de cortocircuito estén por debajo de las capacidades de los

interruptores.

Para el caso de cortocircuito especial, en el escenario seleccionado, previamente se

deberán poner en servicio todas las unidades de generación disponibles.

6.7 Metodología para el Análisis de Estabilidad Transitoria

En la Estimación del Tiempo Crítico de despeje de falla

Realizar simulaciones de estabilidad para las condiciones de falla trifásica.

Las fallas serán provocadas en las ubicaciones más críticas para los generadores de la

Central en análisis, lo cual podría ser, en su línea de transmisión y en bornes del

transformador lado de alta.

Se iniciará con un tiempo de apertura de los interruptores y despeje de la falla en un

valor relativamente alto, luego se irá reduciendo progresivamente hasta que ninguna

unidad de generación pierda sincronismo.

En la tolerancia a corrientes de secuencia negativa

Se simulará una falla bifásica, considerando en servicio una sola unidad de la C.H.



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7. ESPECIFICACIONES DE LA CENTRAL Y SUBESTACION

El Proyecto Hidroeléctrico de la CH Yuscay tendrá un generador de 1x2.97 MW.

La CH Tablazo tendrá un generador de 1x0.78 MW.

Y la CH Tambogrande tendrá un generador de 1x0.97 MW.

Se estima que los trabajos de instalación de las nuevas unidades de generación y el

sistema de transformación, subestación y líneas de transmisión, concluirán en el primer

semestre del año 2020.

7.1 Características técnicas del equipamiento de la Central



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Cuadro 7.1 Equipamiento de generación CH Yuscay FICHA TECNICA N° 1

CENTRALES Y UNIDADES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

1 DATOS DE LA UNIDAD

1.1

1.2 Código del grupo

1.3

1.4 2020

2 TURBINA

2.1 Tipo Kaplan

2.2 Fabricante -

2.3 Modelo -

2.4 Serie

2.5 Potencia 2.5.1 Efectiva [MW] 2.97

2.5.2 Instalada [MW] 2.97

2.5.3 Nominal [MW] 2.97

2.5.4 Nominal aparente [MVA] -

2.5.5 Máxima [MW]

2.5.6 Mínima [MW]

2.5.7 De sincronizacion [MW]

2.6 Velocidad 2.6.1 Rotación [rpm] 360.00

2.6.2 Toma de carga [MW/min]

2.6.3 Reducción de carga [MW/min]

2.7 Tiempo 2.7.1 Desde el arranque hasta la sincronizacion [min]

2.7.2 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [min]

2.7.3 De sincronización luego de salir por una perturbación [min]

2.7.4 De arranque en negro (black start) [min] NO

2.7.5 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [min]

2.7.6 Desde fuera de sincronización hasta la parada [min]

2.7.7 Mínimo entre arranques 2.7.7.1 En situaciones normales [min]

sucesivos 2.7.7.2 En situaciones de emergencia [min]

2.7.8 Máximo de operación a la potencia mínima [h]

2.7.9 Mínimo de operación [h]

2.8 Energía producida 2.8.1 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [kWh]

2.8.2 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [kWh]

2.9 Caudal 2.9.1 Mínimo turbinable [m³/s]

2.9.2 Máximo turbinable [m³/s]

2.10 Rendimiento 2.10.1 A condiciones de potencia efectiva [MW/m3/s]

2.10.2 Curva de rendimiento 2.10.2.1 Coeficiente a

a condiciones de 2.10.2.2 Coeficiente b

potencia efectiva 2.10.2.3 Coeficiente c

2.11 Costos 2.11.1 Costo de mantenimiento debido al desgaste ocasionado por los sólidos en suspensión del agua (en un plazo máximo de dos años para unidades nuevas)[S/./kWh]

2.11.2 Limitaciones en la generación debidas a sólidos en suspensión (indicar concentraciones máximas permisibles en un plazo máximo de 2 años para unidades nuevas)2.11.2.1 Concentracion de solidos en suspensión maximo para operar [g/l]

2.11.2.2 Concentracion de solidos en suspensión minimo para ingresar[g/l]

2.12 Consumo de servicios auxiliares [kW] 200.00

2.13 Salto neto máximo [m] 14.92

2.14 Salto neto mínimo [m] -

2.15

Nota: Los va lores defini tivos de 2,14 corresponderán a los obtenidos en las pruebas de puesta en servicio, donde sea apl icable.

3 GENERADOR ELÉCTRICO

3.1 Potencia [MVA] 3.50

3.2 Velocidad de rotación [rpm] 360

3.3 Velocidad de embalamiento [rpm] 864

3.4 Número de polos 20

3.5 Curva de capabilidad de las unidades de generación (MW-MVAr) -

3.6 Capacidad de 3.6.1 Capacitiva 3.6.1.1 En mínimo técnico [MVAr]

generación 3.6.1.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]

reactiva 3.6.1.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]

3.6.2 Inductiva 3.6.2.1 En mínimo técnico [MVAr]

3.6.2.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]


3.7 Tensión 3.6.3 Generación 3.6.3.1 Nominal [kV] 6.90

3.6.3.2 Mínima [kV]

3.6.3.3 Máxima [kV]

3.6.4 Excitación 3.6.4.1 Mínima de excitación VDC [V] -

3.6.4.2 Máxima de excitación VDC [V] -

3.6.5 Servicios 3.6.5.1 Mínima [V] -

Auxiliares 3.6.5.2 Máxima [V]

3.8 Factor de Potencia 0.85

3.9 Arranque en negro (Black Start) [si/no] no

3.10 Parámetros (reactancias y 3.10.1 Reactancia transitoria de eje directo (X'd) 0.340

constantes de tiempo) y 3.10.2 Reactancia subtransitoria de eje directo (X''d) 0.222

Constante de Inercia de los 3.10.3 Reactancia de armadura de secuencia negativa (X2) 0.222

generadores, requeridos para 3.10.4 Reactancia de armadura de secuencia cero (X0) 0.034

realizar estudios de estado 3.10.5 Cte. tiempo transitoria de eje directo en cortocircuito (T'd) 0.853

estacionario y dinámico. 3.10.6 Cte. de tiempo transitoria de eje en cuadratura a circuito abierto (T'qo) 0.000

3.10.7 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura a circuito abierto (T''qo) 0.030

3.10.8 Constante de tiempo de la componente de segundo armonico de cortocircuito (Ta) 0.051

3.10.9 Reactancia de Potier 0.230

3.10.10 Reactancia de dispercion 0.000

3.10.11 Momento de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 0.000

3.10.12 Resistencia de armadura sec. Positiva (Ra) 0.005

3.10.13 Relación de potencia de cortocircuito 0.000

3.10.14 S(1.0) 0.000

3.10.15 S(1.2) 0.000

3.10.16 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura en cortocircuito (T''q) 0.017

3.10.17 Sobrefrecuencia 0.000

3.10.18 Cte. tiempo transitoria de eje cuadratura en cortocircuito (T'q) 0.000

3.10.19 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.0 p.u. 0.000


3.10.21 Resistencia de armadura de secuencia negativa (R2) 0.015

3.10.22 Resistencia de neutro (reflejada al estator:3*Rn) 0.000

3.10.23 Reactancia de neutro (reflejada al estator:3*Xn) 0.000

3.10.24 Cte. de tiempo subtransitoria de eje directo a circuito abierto (T''do) 0.017

3.10.25 Constante de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 3.000

3.10.26 Reactancia sincrónica de eje en cuadratura (Xq) 0.682

3.10.27 Reactancia transitoria de eje cuadratura (X'q) 0.600

3.10.28 Cte. de tiempo transitoria de eje directo a circuito abierto (T'do) 2.558

3.10.29 Reactancia subtransitoria de eje cuadratura (X''q) 0.300

3.10.30 Resistencia de armadura de secuencia cero (R0) 0.000

3.10.31 Cte. tiempo subtransitoria de eje directo en cortocircuito (T''d) 0.015

3.10.32 Reactancia sincrónica de eje directo (Xd) 1.023

CH. YUSCAY 1 X2.97 MW

Código de la Central

Datos de placa, de pruebas en fábrica y de puesta en servicio, de las unidades de las turbinas y de los generadores eléctricos.

Fecha de Ingreso en operación comercial

Diagrama de Bloques del Sistema de Control Carga-Frecuencia. Indicando los valores de los parámetros: constante de inercia de

la turbina, constante de tiempo del agua de la turbina, el ajuste del estatismo de la unidad de generación, y otros requeridos para

los análisis dinámicos.



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Cuadro 7.2 Equipamiento de generación CH Tablazo FICHA TECNICA N° 1



1.1


1.3

1.4 2020

2 TURBINA

2.1 Tipo Kaplan

2.2 Fabricante -

2.3 Modelo -

2.4 Serie



2.5.3 Nominal [MW] 0.78


2.5.5 Máxima [MW]

2.5.6 Mínima [MW]





























2.15





3.3 Velocidad de embalamiento [rpm] 720































3.10.14 S(1.0) 0.000

3.10.15 S(1.2) 0.000


















CH. TABLAZO 1 X0.78 MW









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Cuadro 7.2 Equipamiento de generación CH Tambogrande FICHA TECNICA N° 1



1.1


1.3

1.4 2020

2 TURBINA

2.1 Tipo Kaplan

2.2 Fabricante -

2.3 Modelo -

2.4 Serie



2.5.3 Nominal [MW] 0.97


2.5.5 Máxima [MW]

2.5.6 Mínima [MW]





























2.15





3.3 Velocidad de embalamiento [rpm] 1,080































3.10.14 S(1.0) 0.000

3.10.15 S(1.2) 0.000


















CH. TAMBOGRANDE 1 X 0.97 MW









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8. ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

8.1 Conexión al SEIN

El sistema se analiza para cuando estén en operación la central proyectada CH Yuscay-

CH Tablazo y CH Tambogrande; resultando para el año 2020 la siguiente configuración:

Lámina Nº 8.1.1: Diagrama Unifilar incluyendo el Proyecto 2020



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Figura Nº 8.1.2: Diagrama Unifilar del Proyecto en el SEIN 2020

EMERGENCIA

TA

MB

OG

RA

ND

E

CH_Yuscay

CH_TablazoCH_Tambogrande

Yuscay

Tablazo

22.9_CHTambogrande

CH SICACATE

CH QUIROZ

QUIROZ

SUYO

LAS LOMAS

DE

R_

CH

_T

AM

BO

GR

AN

DE

PE Yacila0.69

PE Yacila23

PE Yacila60

Secc. Piura-Pait..

SEPE60

TABLAZO60

PIURASUR60

PIURA_ SUR220

AREN60

PIURA23

PIURA10

TCOLOR LAHUACA60

PIUR4.8

PIURTG10

CHUL10

CHUL23

CHULU60

EJIDOS60

TUMAN60

SECHU10

UNION10

SECHU60

CASTI60

UNION60

TCOLOR10.5

PAITA60

Piura Oeste/Piura_10

Piura Oeste 220/Piura_220..



SULLA60

CURM10

CURM60

Piura Oeste 220/Piura_220B

TEXTIL60

PIURA60

PowerFactory 15.0.1

PRE-OPERATIVIDAD CASO CON PROYECTO

CASO BASE AVENIDA MINIMA 2020

Project:

Graphic: TAMBO_GRAND

Date: 5/23/2015

Annex:

Nodes Branches

Lne22.9

_T

am

bogra

nde-D

erC

HT

Gra

nde

Shunt/F

ilte

r

Lne_Tablazo-YuscayLne_TGrande-Tablazo

Lne_DCHTambog-Tambog

SG~

Syn_Yuscay

SG~

Syn_Tablazo

SG~

Syn_Tambogrande

tr2_Y

uscay

tr2_T

abla

zo

tr2_T

am

bo G

rande

SG~

Syn_QuirozG2

SG~

SynSicacateG2

SG~

Syn_QuirozG1

SG~

SynSicacateG1

tr2_S

icacate

tr2_Q

uir

oz

Lod Suyo

Lod Las Lomas

Lod T

am

bo G

rande

Lne22.9_Quiroz-Suyo

Lne22.9_LasLomas-Suyo

Lne22.9

_T

Gra

nde-L

asLom

as

Lne22.9

_C

hulu

canas-T

Gra

nde

PE YACILA

lod cem_Piura

Lne Sepo-Macaca

lne COL_P..

Add Piura_220A

Cp 20MVAr Piura

lod Psur10

tr3 piura sur

Lne PiuraOeste - PiuraSur

lne PiuraSur - Chulucanas

lne sepo-ejidos 240mm2

Lod Chuluc T15-60/23/10

Lod piura23

G~

Piura G2

G~

Piura G5

G~

Piura TG

G~

Piura G1

Lod chul60

lne S

ullana-C

hir

a

tr2 tcolo

rln

e p

aita_tc

olo

rada

Cp tcolor

G~

Piura G4

G~

Curum G1

G~

Curum G2

tr3 Piura T15-261

DIg

SIL

EN

T



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8.2 Datos Asociados al Proyecto:

Los parámetros de las líneas de transmisión, se presentan en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 8.2.1: Parámetros de las Líneas asociadas al Proyecto

NOMBRE BARRA 1 BARRA 2 kV km Tipo y Calibre N. Circuitos Inom Total kA r1 Ohm/Km x1 Ohm/Kn b1 uS/Km

Lne22.9_Chulucanas-TGrande CHUL23 TAMBOGRANDE 22.9 17.53 22.9_AAAC-95mm2 1 0.24 0.353 0.26 3

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande TAMBOGRANDE DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 22 22.9_AAAC-95mm2 1 0.24 0.353 0.26 3

Lne22.9_TGrande-LasLomas DER_CH_TAMBOGRANDE LAS LOMAS 22.9 13.44 22.9_AAAC-95mm2 1 0.24 0.353 0.26 3

Lne22.9_LasLomas-Suyo LAS LOMAS SUYO 22.9 46 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3

Lne22.9_Quiroz-Suyo SUYO QUIROZ 22.9 1 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3

Lne_DCHTambog-Tambog DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9_CHTambogrande 22.9 0.1 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3

Lne_TGrande-Tablazo 22.9_CHTambogrande Tablazo 22.9 1.5 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3

Lne_Tablazo-Yuscay Tablazo Yuscay 22.9 2.2 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3

Las cargas asociadas al proyecto se presentan en el siguiente Cuadro.

Cuadro Nº 8.2.2: Cargas Asociadas al Proyecto

AÑO 2020

kV MW MVAR MW MVAR MW MVAR

CHULUCANAS 22.9 8.2 2.7 5.8 1.9 2.8 0.9

TAMBOGRANDE 22.9 5 1.64 4.5 1.48 2.5 0.82

LAS LOMAS 22.9 1 0.33 0.95 0.3 0.5 0.16

SUYO 22.9 0.5 0.16 0.48 0.15 0.25 0.08

MAXIMA MEDIA MINIMA



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9. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO

9.1 Resumen de Casos, año 2020 Sin Proyecto

Con la configuración del SEIN en el año 2020. Sin Proyecto y se simula al SEIN y se

tienen los siguientes resultados.

Cuadro Nº 9.1.1: Resumen Flujo de Potencia, 2020 Sin Proyecto

RESUMEN DEL FLUJO DE CARGA SIN 2020 PROYECTO

FLUJO DE POTENCIA DE CADA ESCENARIO (MW)

2020 2020 2020 2020 2020 2020

ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje

Maxima Media Minima Maxima Media Minima

lne EJID_CAS_81 19.761 14.851 4.731 19.953 15.156 4.932

lne EJID_CHUL_81 -8.984 -8.745 -4.883 -11.981 -9.041 -4.942

lne PIU_EJID_81 13.627 11.211 4.49 15.306 11.537 4.601

lne PiuraSur - Chulucanas 10.162 7.605 2.183 12.364 7.397 2.31

lne sepo-ejidos 240mm2 -15.69 -12.895 -5.258 -17.545 -13.217 -5.407

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 5.005 4.281 1.603 5.012 4.282 1.588

Lne22.9_LasLomas-Suyo -1.343 -1.388 -1.532 -1.337 -1.386 -1.539

Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.936 -1.936 -1.936 -1.936 -1.936 -1.936

Lne22.9_TGrande-LasLomas -0.342 -0.486 -1.01 -0.336 -0.484 -1.018

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande -0.34 -0.481 -0.974 -0.334 -0.48 -0.985

tr3 chul_8001 11.668 12.249 5.143 16.711 12.351 5.227

tr2_Sicacate 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3

tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 NIVEL DE CARGA DE CADA ESCENARIO (%)

2020 2020 2020 2020 2020 2020



lne EJID_CAS_81 64.055 47.275 14.664 62.798 48.263 15.192

lne EJID_CHUL_81 18.771 18.759 10.275 25.134 19.692 10.297

lne PIU_EJID_81 27.05 22.201 8.759 29.595 22.915 8.933


lne sepo-ejidos 240mm2 30.94 25.399 10.037 33.849 26.214 10.236


Lne22.9_LasLomas-Suyo 21.255 21.81 27.493 21.994 22.05 26.904

Lne22.9_Quiroz-Suyo 28.651 28.447 30.199 29.354 28.688 29.722

Lne22.9_TGrande-LasLomas 4.054 5.712 16.596 4.031 5.567 15.949

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 4.003 5.667 16.438 4.136 5.553 15.799

tr3 chul_8001 44.992 47.363 21.179 64.042 47.872 21.173

tr2_Sicacate 52.2 51.552 57.384 54.423 52.316 55.87

tr2_Quiroz 55.876 55.526 58.492 57.084 55.939 57.674



05-2015

Página 23 de 55


9.2 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 Sin Proyecto

Con la configuración del SEIN a nivel de generación y el escenario de máxima demanda

estiaje del año 2020 sin proyecto se tienen los siguientes resultados.

Cuadro Nº 9.2.1: Flujo Demanda máxima estiaje 2020 Sin Proyecto

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA 2020 MAXIMA ESTIAJE - SIN PROYECTO

LINEAS DE TRANSMISIÓN

Nombre paralelo MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2

lne EJID_CAS_81 1 19.953 8.426 21.659 0.207 62.798 0.762 EJIDOS60 60.393 1.0065 CASTI60 59.741 0.9957

lne EJID_CHUL_81 1 -11.981 -2.153 12.173 0.125 25.134 5.873 CHULU60 56.149 0.9358 EJIDOS60 60.393 1.0065

lne PIU_EJID_81 1 15.306 3.362 15.671 0.147 29.595 1.415 Piura_60A 61.5 1.025 EJIDOS60 60.393 1.0065

lne PiuraSur - Chulucanas 1 12.364 7.776 14.605 0.137 25.725 4.506 PIURASUR60 61.738 1.029 CHULU60 56.149 0.9358

lne sepo-ejidos 240mm2 1 -17.545 -8.033 19.297 0.184 33.849 0.926 EJIDOS60 60.393 1.0065 Piura_60A 61.5 1.025

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 5.012 1.748 5.308 0.136 56.928 7.416 CHUL23 22.467 0.9811 TAMBOGRANDE20.736 0.9055

Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.337 -0.411 1.399 0.038 21.994 7.4 LAS LOMAS 20.983 0.9163 SUYO 22.705 0.9915

Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.936 -0.577 2.02 0.051 29.354 0.2 SUYO 22.705 0.9915 QUIROZ 22.755 0.9937

Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.336 -0.099 0.35 0.01 4.031 0.391 DER_CH_TAMBOGRANDE20.891 0.9123 LAS LOMAS 20.983 0.9163

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -0.334 -0.126 0.357 0.01 4.136 0.67 TAMBOGRANDE 20.736 0.9055 DER_CH_TAMBOGRANDE20.891 0.9123

TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Nombre MVAnom_AltaParalelo MW MVAr MVA %Carga Tap

tr3 chul_8001 30 1 16.711 6.633 17.98 64.042 -7

tr2_Sicacate 0.6 1 0.3 -0.124 0.324 54.423 0

tr2_Quiroz 3 1 1.64 -0.454 1.702 57.084 0

UNIDADES DE GENERACIÓN

Nombre P_max N.Unidad MW MVAr %Carga

SynSicacateG1 0.142 1 0.15 0.064 92.242

SynSicacateG2 0.142 1 0.15 0.064 92.242

Syn_QuirozG1 0.825 1 0.82 0.247 88.275

Syn_QuirozG2 0.825 1 0.82 0.247 88.275



05-2015

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Figura Nº 9.2.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2020 Sin Proyecto

EMERGENCIA

PE Yacila0.69

Ul=0.68 kVu=0.99 p.u.

phiu=115.01 deg

PE Yacila23

Ul=22.82 kVu=0.99 p.u.

phiu=-96.56 deg

PE Yacila60

Ul=59.80 kVu=1.00 p.u.

phiu=-69.96 deg

Secc. Piura-Pait..

Ul=59.22 kVu=0.99 p.u.

phiu=-73.23 deg

PIURASUR60

Ul=61.74 kVu=1.03 p.u.

phiu=-74.52 deg

PIURA_ SUR220Ul=221.19 kVu=1.01 p.u.

phiu=-71.57 deg

SEPE60

Ul=60.66 kVu=1.01 p.u.

phiu=-69.50 deg

TABLAZO60Ul=57.64 kVu=0.96 p.u.

phiu=-75.42 deg

TCOLOR10.5

Ul=10.47 kVu=1.00 p.u.

phiu=130.50 deg

PIURA23

Ul=22.98 kVu=1.00 p.u.

phiu=130.23 deg

CHUL10

Ul=9.85 kVu=0.98 p.u.

phiu=128.14 deg

CHUL23

Ul=22.47 kVu=0.98 p.u.

phiu=-82.34 deg

CHULU60

Ul=56.15 kVu=0.94 p.u.

phiu=-79.35 deg

EJIDOS60

Ul=60.39 kVu=1.01 p.u.

phiu=-74.81 deg

SECHU10Ul=9.82 kVu=0.98 p.u.

phiu=130.62 deg

UNION10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.

phiu=132.65 deg


phiu=-76.37 deg

CASTI60

Ul=59.74 kVu=1.00 p.u.

phiu=-75.25 deg


phiu=-75.72 deg

CURM10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.

phiu=141.07 deg

TUMAN60Ul=58.71 kVu=0.98 p.u.

phiu=-74.92 deg

TA

MB

OG

RA

ND

E

Ul=

20

.74

kV

u=

0.9

1 p

.u.

ph

iu=

-83

.81

de

g

CH SICACATE

Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.

phiu=128.77 deg

CH QUIROZUl=4.16 kVu=1.00 p.u.

phiu=129.16 deg

QUIROZUl=22.75 kVu=0.99 p.u.

phiu=-82.10 deg

SUYO Ul=22.70 kVu=0.99 p.u.

phiu=-82.14 deg

LAS LOMAS

Ul=20.98 kVu=0.92 p.u.

phiu=-83.58 deg

DE

R_

CH

_T

AM

BO

GR

AN

DE

Ul=

20

.89

kV

u=

0.9

1 p

.u.

ph

iu=

-83

.67

de

g

Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=61.50 kVu=1.02 p.u.

phiu=-73.71 deg

PIUR4.8Ul=4.70 kVu=0.98 p.u.

phiu=130.42 deg

PIURTG10Ul=10.05 kVu=1.00 p.u.

phiu=-79.58 deg

PIURA10Ul=10.05 kVu=1.00 p.u.

phiu=-79.58 deg

CURM60Ul=61.09 kVu=1.02 p.u.

phiu=-73.41 deg

SULLA60Ul=58.44 kVu=0.97 p.u.

phiu=-75.40 deg

AREN60Ul=57.36 kVu=0.96 p.u.

phiu=-76.06 deg

PAITA60Ul=56.46 kVu=0.94 p.u.

phiu=-76.72 deg

TEXTIL60Ul=61.47 kVu=1.02 p.u.

phiu=-73.75 deg

PIURA60 Ul=58.87 kVu=0.98 p.u.

phiu=-75.64 deg

TCOLOR

Ul=55.92 kVu=0.93 p.u.

phiu=-77.15 deg

LAHUACA60

Ul=57.46 kVu=0.96 p.u.

phiu=-76.11 deg

Piura Oeste 220/Piura_220BUl=221.24 kVu=1.01 p.u.

phiu=-71.60 deg


Ul=10.21 kVu=1.02 p.u.

phiu=-44.28 degPiura Oeste 220/Piura_220..Ul=221.24 kV

Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=61.50 kV

PowerFactory 15.0.1

PRE-OPERATIVIDAD CASO SIN PROYECTO

CASO BASE ESTIAJE MAXIMA 2020

Project:


Date: 5/19/2015

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes

Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

Voltage, Magnitude [p.u.]

Voltage, Angle [deg]

Branches

Active Power [MW]

Reactive Power [Mvar]

Loading [%]

Add Piura_220A

P=10.30 MWQ=3.80 Mvar

= I=0.03 kA

P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar

loading=45.37 %I=18.34 kA

P=-21.74 MWQ=0.60 Mvar


PE YACILA

P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar


P=-21.33 MWQ=3.45 Mvar


P=21.70 MWQ=-2.26 Mvar


P=21.74 MWQ=-0.60 Mvar


P=-21.70 MWQ=2.26 Mvar



P=12.36 MWQ=7.78 Mvar


P=-11.83 MWQ=-6.78 Mvar


lod Psur10

P=18.00 MWQ=6.50 Mvar

= I=1.08 kA

tr3 piura sur

P=30.47 MWQ=16.72 Mvar


P=

-18

.00

MW

Q=

-6.5

0 M

var

loa

din

g=

69

.13

%I=

1.0

8 k

A

P=-12.36 MWQ=-7.78 Mvar


Lne PiuraOeste - PiuraSurP=-6.67 MWQ=2.77 Mvar


P=6.76 MWQ=-4.28 Mvarloading=4.43 %

I=0.02 kA

lod cem_Piura

P=25.00 MWQ=4.20 Mvar

= I=0.07 kA


P=-17.54 MWQ=-8.03 Mvar


P=17.71 MWQ=8.37 Mvar


Cp 20MVAr Piura

P=0.00 MWQ=-21.01 Mvar

= I=0.20 kA

Lne Sepo-Macaca

P=-14.62 MWQ=8.34 Mvar


P=15.00 MWQ=-7.58 Mvar


Lod piura23

P=

3.4

0 M

WQ

=1

.10

Mva

r=

I=

0.0

9 k

A

Lod chul60

P=2.20 MWQ=0.70 Mvar

= I=0.02 kA



= I=0.05 kA

P=0..Q=0..loa..I=0..

P=

0..

Q=0

..lo

a..

I=0

..

P=0..Q=0..loa..I=0..

P=10.60 MWQ=5.30 Mvar

= I=0.65 kA

Cp tcolor

P=-0.00 MWQ=-3.58 Mvar

= I=0.20 kA

tr2 tcolo

r

P=10.60 MWQ=2.17 Mvar


P=-10.60 MWQ=-1.72 Mvar


lne p

aita_tc

olo

rada

P=10.69 MWQ=2.28 Mvar


P=-10.60 MWQ=-2.17 Mvar


lne S

ullana-C

hir

a



P=-4.29 MWQ=-2.64 Mvar


P=-44.68 MWQ=-24.29 Mvarloading=51.81 %

I=0.48 kA

P=-0.00 MWQ=-0.00 Mvar

loading=51.81 %I=0.00 kAP=44.81 MW

Q=26.58 Mvarloading=51.81 %

I=0.14 kA

P=41.93 MWQ=18.48 Mvar



I=2.36 kA


= I=0.48 kA

P=-11.98 MWQ=-2.15 Mvar


P=12.68 MWQ=2.75 Mvar


P=15.31 MWQ=3.36 Mvar


P=-15.09 MWQ=-3.14 Mvar




P=-2.70 MWQ=-0.90 Mvar




P=-5.60 MWQ=-1.80 Mvar


P=19.95 MWQ=8.43 Mvar


P=-19.80 MWQ=-8.23 Mvar


P=10.73 MWQ=3.57 Mvar


P=-10.47 MWQ=-3.45 Mvar


P=-12.50 MWQ=-3.70 Mvar


P=12.50 MWQ=4.79 Mvar


P=-13.21 MWQ=-4.45 Mvar


P=-3.40 MWQ=-1.10 Mvar


SG~

Syn_QuirozG2



SG~

Syn_QuirozG1



SG~

SynSicacateG2



SG~

SynSicacateG1



tr2_S

icacate

P=-0.30 MWQ=-0.12 Mvar




tr2_Q

uir

oz

P=-1.64 MWQ=-0.45 Mvar




Lod Suyo


= I=0.01 kALod Las Lomas


= I=0.03 kA

Lod T

am

bo G

rande

P=

5.0

0 M

WQ

=1

.64

Mva

r=

I=

0.1

5 k

A

Lne22.9_Quiroz-Suyo

P=-1.94 MWQ=-0.58 Mvar




Lne22.9_LasLomas-SuyoP=-1.34 MWQ=-0.41 Mvar




Lne22.9

_T

Gra

nde-L

asLom

as



Lne22.9

_T

am

bogra

nde-D

erC

HT

Gra

nde

P=

-0.3

3 M

WQ

=-0

.13

Mva

rlo

ad

ing

=4

.14

%I=

0.0

1 k

A

P=

0.3

4 M

WQ

=0

.10

Mva

rlo

ad

ing

=4

.14

%I=

0.0

1 k

A

Lne22.9

_C

hulu

canas-T

Gra

nde



P=

-4.6

7 M

WQ

=-1

.52

Mva

rlo

ad

ing

=5

6.9

3 %

I=0

.14

kA

G~

Curum G1



= = = =

= = = =

lne COL_P..



P=-6.14 MWQ=-0.45 Mvar


G~

Piura G4

= = = =

P=

2.7

0 M

WQ

=0

.90

Mva

r=

I=

0.1

7 k

A


= I=0.33 kA

P=38.50 MWQ=14.00 Mvar

= I=2.35 kA

G~

Piura TG

= = = =

G~

Piura G1

= = = =




I=0.00 kA




I=0.00 kA


= I=0.01 kA


loading=19.78 %I=0.10 kA P=-12.38 MW

Q=-3.52 Mvarloading=47.39 %

I=0.12 kA


I=0.21 kA

P=43.13 MWQ=20.68 Mvar



I=0.45 kA

P=-17.07 MWQ=-7.18 Mvar


P=17.25 MWQ=7.72 Mvar


= = = =




I=0.01 kA

P=-0.02 MWQ=0.97 Mvar



I=0.01 kA




I=0.00 kA


I=0.24 kA

P=22.62 MWQ=12.92 Mvar


tr3 Piura T15-261

P=-13.74 MWQ=-8.94 Mvar


P=-8.00 MWQ=-2.60 Mvar



I=0.12 kA

P=1.21 MWQ=13.08 Mvar


P=-21.84 MWQ=-7.41 Mvar


P=22.39 MWQ=9.15 Mvar


G~

Piura G2

= = = =

G~

Piura G5

= = = =




I=0.00 kA

P=-4.83 MWQ=-1.63 Mvar




P=151.97 MWQ=1.63 Mvar



= I=0.21 kA

G~

Curum G2



P=80.96 MWQ=66.04 Mvarloading=0.00 %

I=0.98 kA


= I=0.22 kA

DIg

SIL

EN

T



05-2015

Página 25 de 55


9.3 Resumen de Casos, año 2020 con Proyecto

Para el año 2020 con Proyecto se presenta el resumen de casos, consistente de casos en

máxima, media, mínima demanda en avenida y estiaje, para verificar el impacto de las

centrales del proyecto en el SEIN.

Cuadro Nº 9.3.1: Resumen de Casos 2020 con Proyecto

RESUMEN DEL FLUJO DE CARGA MAXIMA - CON PROYECTO


2020 2020 2020 2020 2020 2020



lne EJID_CAS_81 19.762 14.85 4.731 19.951 15.155 4.932

lne EJID_CHUL_81 -9.363 -6.495 -3.024 -9.633 -6.626 -3.146

lne PIU_EJID_81 13.832 10.088 3.656 14.07 10.339 3.81



Lne22.9_Chulucanas-TGrande 0.662 0.167 -1.957 0.76 -0.162 -1.899


Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.856 -1.855 -1.855 -1.856 -1.855 -1.855



Lne_TGRANDE-TGrande -4.675 -4.671 -4.661 -4.672 -5.147 -4.672

Lne_TGrande-Tablazo -3.708 -3.704 -3.695 -3.705 -4.05 -3.701

Lne_Tablazo-Yuscay -2.95 -2.949 -2.947 -2.949 -2.879 -2.948

tr3 chul_8001 12.329 8.116 1.577 12.429 7.886 1.737

tr2_Yuscay 2.97 2.97 2.97 2.97 2.9 2.971

tr2_Tambo Grande 0.97 0.97 0.97 0.97 1.1 0.975

tr2_Tablazo 0.78 0.78 0.78 0.78 1.2 0.786

tr2_Sicacate 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22

tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.639



05-2015

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NIVEL DE CARGA DE CADA ESCENARIO (%)

2020 2020 2020 2020 2020 2020



lne EJID_CAS_81 64.14 47.111 14.66 62.524 48.102 15.193

lne EJID_CHUL_81 19.693 13.964 7.364 19.853 14.712 7.684

lne PIU_EJID_81 27.503 20.007 7.319 27.152 20.62 7.608





Lne22.9_Quiroz-Suyo 31.012 32.237 32.306 31.509 31.961 32.703



Lne_TGRANDE-TGrande 71.546 75.758 91.024 74.827 82.442 93.305

Lne_TGrande-Tablazo 57.53 60.514 68.779 59.87 65.428 69.595

Lne_Tablazo-Yuscay 45.011 46.524 48.469 46.201 45.838 48.34

tr3 chul_8001 47.945 32.285 14.345 47.714 32.057 15.465

tr2_Yuscay 89.267 92.266 96.124 91.625 90.905 95.869

tr2_Tambo Grande 58.071 62.434 92.686 61.335 69.727 99.393

tr2_Tablazo 51.534 58.494 92.782 56.975 80.157 98.068

tr2_Sicacate 53.11 57.312 57.544 54.834 56.378 58.881

tr2_Quiroz 61.592 63.647 63.763 62.424 63.182 64.43



05-2015

Página 27 de 55


9.4 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 con Proyecto

En este escenario se considera la presencia del Proyecto en el escenario de máxima

demanda época de estiaje del año 2020 con el siguiente resultado.

Cuadro Nº 9.4.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2020 con Proyecto

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA 2020 ESTIAJE MAXIMA CON PROYECTO









Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.204 1.397 1.844 0.047 27.421 12.585 LAS LOMAS 22.828 0.9969 SUYO 23.16 1.0113

Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.856 1.202 2.211 0.055 31.509 0.241 SUYO 23.16 1.0113 QUIROZ 23.181 1.0123

Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.177 1.724 1.734 0.043 18.312 15.359 DER_CH_TAMBOGRANDE23.051 1.0066 LAS LOMAS 22.828 0.9969

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -4.265 4.466 6.176 0.158 66.071 13.686 TAMBOGRANDE22.57 0.9856 DER_CH_TAMBOGRANDE23.051 1.0066

Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.672 2.346 5.228 0.131 74.827 0.054 DER_CH_TAMBOGRANDE23.051 1.0066 Tambo_Grande23.058 1.0069

Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.705 1.943 4.183 0.105 59.87 0.653 Tambo_Grande23.058 1.0069 Tablazo 23.134 1.0102

Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.949 1.338 3.238 0.081 46.201 0.717 Tablazo 23.134 1.0102 Yuscay 23.23 1.0144



tr3 chul_8001 30 1 12.429 5.686 13.668 47.714 -7

tr2_Yuscay 3.5 1 2.97 1.327 3.253 91.625 0

tr2_Tambo Grande 1.7 1 0.97 0.402 1.05 61.335 0

tr2_Tablazo 1.7 1 0.78 0.591 0.978 56.975 0

tr2_Sicacate 0.6 1 0.22 0.25 0.333 54.834 0

tr2_Quiroz 3 1 1.64 0.951 1.896 62.424 0



SynSicacateG1 0.142 1 0.11 -0.122 92.939

Syn_QuirozG1 0.825 1 0.82 -0.452 96.531

Syn_QuirozG2 0.825 1 0.82 -0.452 96.531

Syn_Tablazo 0.85 1 0.78 -0.574 56.975

Syn_Tambo Grande 1.02 1 0.97 -0.383 61.335

Syn_Yuscay 2.975 1 2.97 -1.21 91.625



05-2015

Página 28 de 55


Figura Nº 9.4.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2020 Con Proyecto

EMERGENCIA

PE Yacila0.69

Ul=0.69 kVu=0.99 p.u.

phiu=115.66 deg

PE Yacila23

Ul=22.88 kVu=0.99 p.u.

phiu=-95.91 deg

PE Yacila60

Ul=59.95 kVu=1.00 p.u.

phiu=-69.29 deg

Secc. Piura-Pait..

Ul=59.37 kVu=0.99 p.u.

phiu=-72.54 deg

PIURASUR60

Ul=62.04 kVu=1.03 p.u.

phiu=-73.68 deg


phiu=-70.95 deg

SEPE60

Ul=60.72 kVu=1.01 p.u.

phiu=-68.80 deg


phiu=-74.71 deg

TCOLOR10.5

Ul=10.50 kVu=1.00 p.u.

phiu=131.22 deg

PIURA23

Ul=23.05 kVu=1.01 p.u.

phiu=130.95 deg

CHUL10

Ul=10.08 kVu=1.01 p.u.

phiu=130.63 deg

CHUL23

Ul=23.02 kVu=1.01 p.u.

phiu=-79.65 deg

CHULU60

Ul=57.29 kVu=0.95 p.u.

phiu=-77.57 deg

EJIDOS60

Ul=60.63 kVu=1.01 p.u.

phiu=-74.02 deg


phiu=131.34 deg


phiu=133.36 deg


phiu=-75.67 deg

CASTI60

Ul=59.99 kVu=1.00 p.u.

phiu=-74.47 deg


phiu=-75.02 deg

CURM10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.

phiu=141.77 deg


phiu=-74.40 deg

CH_Yuscay Ul=6.90 kVu=1.00 p.u.

phiu=140.05 degCH_Tablazo Ul=6.90 kVu=1.00 p.u.

phiu=138.52 deg

CH_TambograndeUl=6.90 kVu=1.00 p.u.

phiu=138.36 deg

YuscayUl=23.23 kVu=1.01 p.u.

phiu=-71.87 deg

Tablazo

Ul=23.13 kVu=1.01 p.u.

phiu=-72.26 deg

TA

MB

OG

RA

ND

E Ul=

22

.57

kV

u=

0.9

9 p

.u.

ph

iu=

-79

.17

de

g

Tambo_Grande

Ul=23.06 kVu=1.01 p.u.

phiu=-72.61 deg

CH SICACATE

Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.

phiu=144.59 deg

CH QUIROZ

Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.

phiu=145.20 deg


phiu=-66.03 deg


phiu=-66.16 deg

LAS LOMASUl=22.83 kVu=1.00 p.u.

phiu=-71.68 deg

DE

R_

CH

_T

AM

BO

GR

AN

DE

Ul=

23

.05

kV

u=

1.0

1 p

.u.

ph

iu=

-72

.64

de

g


phiu=-73.02 deg

PIUR4.8Ul=4.72 kVu=0.98 p.u.

phiu=131.14 deg


phiu=-78.86 deg


phiu=-78.86 deg

CURM60Ul=61.18 kVu=1.02 p.u.

phiu=-72.70 deg


phiu=-74.69 deg

AREN60Ul=57.49 kVu=0.96 p.u.

phiu=-75.36 deg


phiu=-76.01 deg


phiu=-73.06 deg


phiu=-74.94 deg

TCOLOR

Ul=56.08 kVu=0.93 p.u.

phiu=-76.44 deg

LAHUACA60

Ul=57.58 kVu=0.96 p.u.

phiu=-75.40 deg


phiu=-70.99 deg


Ul=10.24 kVu=1.02 p.u.



PowerFactory 15.0.1



Project:


Date: 5/19/2015

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches

Active Power [MW]


Loading [%]

Add Piura_220A

P=10.30 MWQ=3.80 Mvar

= I=0.03 kA

P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar


P=-21.74 MWQ=0.59 Mvar


PE YACILA

P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar


P=-21.33 MWQ=3.44 Mvar


P=21.70 MWQ=-2.25 Mvar


P=21.74 MWQ=-0.59 Mvar


P=-21.70 MWQ=2.25 Mvar



P=10.27 MWQ=6.58 Mvar


P=-9.90 MWQ=-6.12 Mvar


lod Psur10

P=18.00 MWQ=6.50 Mvar

= I=1.08 kA

tr3 piura sur

P=28.36 MWQ=15.23 Mvar


P=

-18

.00

MW

Q=

-6.5

0 M

va

rlo

ad

ing

=6

3.8

9 %

I=1

.08

kA

P=-10.27 MWQ=-6.58 Mvar





I=0.02 kA

lod cem_Piura

P=25.00 MWQ=4.20 Mvar

= I=0.07 kA


P=-16.13 MWQ=-7.47 Mvar


P=16.27 MWQ=7.72 Mvar


Cp 20MVAr Piura

P=0.00 MWQ=-21.12 Mvar

= I=0.20 kA

Lne Sepo-Macaca

P=-14.61 MWQ=8.73 Mvar


P=15.00 MWQ=-7.94 Mvar


Lod piura23

P=

3.4

0 M

WQ

=1

.10

Mva

r=

I=

0.0

9 k

A

Lod chul60


= I=0.02 kA



= I=0.05 kA

P=0..Q=0..loa..I=0..

P=

0..

Q=0

..lo

a..

I=0

..

P=0..Q=0..loa..I=0..

P=10.60 MWQ=5.30 Mvar

= I=0.65 kA

Cp tcolor

P=-0.00 MWQ=-3.60 Mvar

= I=0.20 kA

tr2 tcolo

r

P=10.60 MWQ=2.15 Mvar


P=-10.60 MWQ=-1.70 Mvar


lne p

aita_tc

olo

rada

P=10.68 MWQ=2.25 Mvar


P=-10.60 MWQ=-2.15 Mvar


lne S

ullana-C

hir

a




I=0.05 kA


I=0.46 kA

P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar

loading=50.42 %I=0.00 kAP=43.46 MW


I=0.13 kA

P=41.93 MWQ=18.46 Mvar



I=2.35 kA


= I=0.47 kA

P=-9.63 MWQ=-1.86 Mvar


P=10.07 MWQ=2.01 Mvar


P=14.07 MWQ=3.12 Mvar


P=-13.89 MWQ=-2.95 Mvar




P=-2.70 MWQ=-0.90 Mvar




P=-5.60 MWQ=-1.80 Mvar


P=19.95 MWQ=8.41 Mvar


P=-19.80 MWQ=-8.21 Mvar


P=10.73 MWQ=3.56 Mvar


P=-10.47 MWQ=-3.44 Mvar


P=-12.50 MWQ=-3.46 Mvar


P=12.50 MWQ=4.54 Mvar


P=-8.96 MWQ=-3.94 Mvar


P=-3.40 MWQ=-1.10 Mvar


Shunt/F

ilte

r

P=

0.0

0 M

WQ

=-4

.86

Mva

r=

I=

0.1

2 k

A

Lne_Tablazo-Yuscay

P=-2.95 MWQ=1.34 Mvar


P=2.97 MWQ=-1.33 Mvar


Lne_TGrande-Tablazo

P=-3.70 MWQ=1.94 Mvar


P=3.73 MWQ=-1.93 Mvar


Lne_TGRANDE-TGrande

P=

-4.6

7 M

WQ

=2

.35

Mva

rlo

ad

ing

=7

4.8

3 %

I=0

.13

kA

P=4.67 MWQ=-2.34 Mvar


SG~

Syn_Yuscay

P=2.97 MWQ=-1.21 Mvar


SG~

Syn_Tablazo

P=0.78 MWQ=-0.57 Mvar


SG~

Syn_Tambo Grande

P=0.97 MWQ=-0.38 Mvar


tr2_Y

uscay

P=-2.97 MWQ=1.33 Mvar


P=2.97 MWQ=-1.21 Mvar


tr2_T

abla

zo

P=-0.78 MWQ=0.59 Mvar


P=0.78 MWQ=-0.57 Mvar


tr2_T

am

bo G

rande

P=-0.97 MWQ=0.40 Mvar


P=0.97 MWQ=-0.38 Mvar


SG~

Syn_QuirozG2

P=0.82 MWQ=-0.45 Mvar


SG~

Syn_QuirozG1

P=0.82 MWQ=-0.45 Mvar


SG~

SynSicacateG2

P=0.11 MWQ=-0.12 Mvar


SG~

SynSicacateG1

P=0.11 MWQ=-0.12 Mvar


tr2_S

icacate

P=-0.22 MWQ=0.25 Mvar


P=0.22 MWQ=-0.24 Mvar


tr2_Q

uir

oz

P=-1.64 MWQ=0.95 Mvar


P=1.64 MWQ=-0.90 Mvar


Lod Suyo




= I=0.03 kA

Lod T

am

bo G

rande

P=

5.0

0 M

WQ

=1

.64

Mva

r=

I=

0.1

3 k

A

Lne22.9_Quiroz-SuyoP=-1.86 MWQ=1.20 Mvar


P=1.86 MWQ=-1.20 Mvar


Lne22.9_LasLomas-SuyoP=-1.20 MWQ=1.40 Mvar


P=1.36 MWQ=-1.37 Mvar


Lne22.9

_T

Grande-LasLom

as

P=

-0.1

8 M

WQ

=1

.72

Mva

rlo

ad

ing

=1

8.3

1 %

I=0

.04

kA

P=0.20 MWQ=-1.73 Mvar


Lne22.9

_T

am

bogrande-D

erC

HT

Grande

P=

-4.2

7 M

WQ

=4

.47

Mva

rlo

ad

ing

=6

6.0

7 %

I=0

.16

kA

P=

4.8

5 M

WQ

=-4

.07

Mva

rlo

ad

ing

=6

6.0

7 %

I=0

.16

kA

Lne22.9

_C

hulu

canas-T

Grande



P=

-0.7

3 M

WQ

=-1

.25

Mva

rlo

ad

ing

=1

5.4

8 %

I=0

.04

kA

G~

Curum G1



= = = =

= = = =

lne COL_P..



P=-6.15 MWQ=-0.55 Mvar


G~

Piura G4

= = = =

P=

2.7

0 M

WQ

=0

.90

Mva

r=

I=

0.1

7 k

A


= I=0.33 kA

P=38.50 MWQ=14.00 Mvar

= I=2.35 kA

G~

Piura TG

= = = =

G~

Piura G1

= = = =




I=0.00 kA




I=0.00 kA


= I=0.01 kA


loading=20.35 %I=0.10 kA P=-12.38 MW


I=0.12 kA


I=0.21 kA

P=43.12 MWQ=20.65 Mvar



I=0.45 kA

P=-17.07 MWQ=-7.10 Mvar


P=17.25 MWQ=7.64 Mvar


= = = =




I=0.01 kA

P=-0.03 MWQ=0.87 Mvar



I=0.01 kA



P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar



I=0.23 kA

P=21.94 MWQ=12.81 Mvar


tr3 Piura T15-261

P=-13.07 MWQ=-8.89 Mvar


P=-8.00 MWQ=-2.60 Mvar



I=0.12 kA

P=1.21 MWQ=13.10 Mvar


P=-21.84 MWQ=-7.45 Mvar


P=22.39 MWQ=9.18 Mvar


G~

Piura G2

= = = =

G~

Piura G5

= = = =



P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar


P=-4.83 MWQ=-1.63 Mvar




P=151.02 MWQ=0.96 Mvar



= I=0.20 kA

G~

Curum G2




I=0.96 kA


= I=0.22 kA

DIg

SIL

EN

T



05-2015

Página 29 de 55


9.5 Resumen de Casos, año 2024 con Proyecto

Para el año 2024 con Proyecto se presenta el resumen de casos, consistente de casos en

máxima, media, mínima demanda en avenida y estiaje, para verificar el impacto de la

central proyecto en el SEIN.

Cuadro Nº 9.5.1: Resumen de Casos 2024 con Proyecto

RESUMEN DEL FLUJO DE CARGA MAXIMA - CON PROYECTO 2024 MAXIMA ESTIAJE


2024 2024 2024 2024 2024 2024



lne EJID_CAS_81 19.746 14.854 5.235 19.95 15.15 5.435

lne EJID_CHUL_81 -9.765 -6.864 -2.291 -9.284 -7.661 -3.542

lne PIU_EJID_81 14.021 10.319 3.523 13.808 10.927 4.224



Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1.362 0.062 -2.007 1.944 0.835 -1.427


Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.856 -1.855 -1.855 -1.936 -1.936 -1.856



Lne_TGRANDE-TGrande -4.673 -4.675 -4.662 -4.05 -4.001 -3.959

Lne_TGrande-Tablazo -3.706 -3.707 -3.695 -3.701 -3.7 -3.699

Lne_Tablazo-Yuscay -2.949 -2.95 -2.947 -2.948 -2.948 -2.948

tr3 chul_8001 13.034 8.009 1.927 13.622 8.889 2.608

tr2_Yuscay 2.97 2.97 2.97 2.97 2.97 2.97

tr2_Tambo Grande 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97

tr2_Tablazo 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78

tr2_Sicacate 0.22 0.22 0.22 0.3 0.3 0.22

tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 NIVEL DE CARGA DE CADA ESCENARIO (%)

2024 2024 2024 2024 2024 2024



lne EJID_CAS_81 62.723 47.799 16.547 63.297 46.844 16.84

lne EJID_CHUL_81 20.334 15.381 5.725 18.9 17.571 8.281

lne PIU_EJID_81 27.412 20.836 7.162 26.829 21.454 8.412





Lne22.9_Quiroz-Suyo 30.807 31.703 32.045 28.439 29.849 31.3



Lne_TGRANDE-TGrande 73.874 72.191 89.307 79.343 82.35 84.841

Lne_TGrande-Tablazo 59.204 58.002 68.046 62.812 64.155 65.244

Lne_Tablazo-Yuscay 45.865 45.254 48.553 47.493 47.329 47.205

tr3 chul_8001 50.443 31.541 14.678 53.059 36.32 15.697

tr2_Yuscay 90.96 89.748 96.29 94.188 93.863 93.616

tr2_Tambo Grande 60.273 58.607 88.231 67.576 74.708 80.968

tr2_Tablazo 55.408 52.612 88.057 64.984 73.469 80.461

tr2_Sicacate 52.389 55.499 56.662 51.69 56.275 54.11

tr2_Quiroz 61.249 62.749 63.323 55.489 57.892 62.072



05-2015

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9.6 Demanda Máxima en Estiaje, año 2024

En el año 2020 se utiliza la configuración del SEIN en máxima estiaje año 2024.

Cuadro Nº 9.6.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2024

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - CON PROYECTO 2024 MAXIMA ESTIAJE












Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -3.65 4.748 5.989 0.158 66.005 15.959 TAMBOGRANDE21.914 0.957 DER_CH_TAMBOGRANDE22.122 0.966






tr3 chul_8001 30 1 13.622 6.588 15.132 53.059 -7

tr2_Yuscay 3.5 1 2.97 1.56 3.355 94.188 0

tr2_Tambo Grande 1.7 1 0.97 0.639 1.161 67.576 0

tr2_Tablazo 1.7 1 0.78 0.804 1.12 64.984 0

tr2_Sicacate 0.6 1 0.3 0.083 0.311 51.69 0

tr2_Quiroz 3 1 1.64 0.322 1.671 55.489 0



SynSicacateG1 0.142 1 0.15 -0.039 87.609

Syn_QuirozG1 0.825 1 0.82 -0.143 85.807

Syn_QuirozG2 0.825 1 0.82 -0.143 85.807

Syn_Tablazo 0.85 1 0.78 -0.782 64.984

Syn_Tambo Grande 1.02 1 0.97 -0.615 67.576

Syn_Yuscay 2.975 1 2.97 -1.436 94.259



05-2015

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Figura Nº 9.9: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2024 Con Proyecto

EMERGENCIA

PE Yacila0.69

Ul=0.69 kVu=1.00 p.u.

phiu=112.06 deg

PE Yacila23

Ul=22.97 kVu=1.00 p.u.

phiu=-99.49 deg

PE Yacila60

Ul=59.57 kVu=0.99 p.u.

phiu=-72.85 deg

Secc. Piura-Pait..

Ul=58.99 kVu=0.98 p.u.

phiu=-76.14 deg

PIURASUR60

Ul=63.25 kVu=1.05 p.u.

phiu=-77.14 deg


phiu=-74.37 deg

SEPE60

Ul=60.60 kVu=1.01 p.u.

phiu=-72.47 deg


phiu=-78.40 deg

TCOLOR10.5

Ul=10.80 kVu=1.03 p.u.

phiu=127.58 deg

PIURA23

Ul=23.38 kVu=1.02 p.u.

phiu=127.43 deg

CHUL10

Ul=10.01 kVu=1.00 p.u.

phiu=126.64 deg

CHUL23

Ul=22.85 kVu=1.00 p.u.

phiu=-83.69 deg

CHULU60

Ul=57.04 kVu=0.95 p.u.

phiu=-81.37 deg

EJIDOS60

Ul=59.73 kVu=1.00 p.u.

phiu=-77.56 deg


phiu=127.84 deg


phiu=129.78 deg


phiu=-79.25 deg

CASTI60

Ul=59.08 kVu=0.98 p.u.

phiu=-78.02 deg


phiu=-78.58 deg

CURM10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.

phiu=138.30 deg


phiu=-77.09 deg

CH_Yuscay Ul=6.91 kVu=1.00 p.u.

phiu=143.79 degCH_Tablazo Ul=6.90 kVu=1.00 p.u.

phiu=142.25 deg

CH_TambograndeUl=6.90 kVu=1.00 p.u.

phiu=142.06 deg

YuscayUl=23.31 kVu=1.02 p.u.

phiu=-68.12 deg

Tablazo

Ul=23.22 kVu=1.01 p.u.

phiu=-68.53 deg

TA

MB

OG

RA

ND

E Ul=

21

.91

kV

u=

0.9

6 p

.u.

ph

iu=

-83

.26

de

g

Tambo_Grande

Ul=23.15 kVu=1.01 p.u.

phiu=-68.91 deg

CH SICACATE

Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.

phiu=138.97 deg

CH QUIROZ

Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.

phiu=139.36 deg


phiu=-71.89 deg


phiu=-71.98 deg

LAS LOMASUl=22.01 kVu=0.96 p.u.

phiu=-75.81 deg

DE

R_

CH

_T

AM

BO

GR

AN

DE

Ul=

22

.12

kV

u=

0.9

7 p

.u.

ph

iu=

-76

.41

de

g


phiu=-76.51 deg

PIUR4.8Ul=4.78 kVu=1.00 p.u.

phiu=127.62 deg


phiu=-82.38 deg


phiu=-82.38 deg

CURM60Ul=60.75 kVu=1.01 p.u.

phiu=-76.21 deg


phiu=-78.11 deg

AREN60Ul=57.53 kVu=0.96 p.u.

phiu=-78.98 deg


phiu=-79.74 deg


phiu=-76.56 deg


phiu=-78.55 deg

TCOLOR

Ul=56.32 kVu=0.94 p.u.

phiu=-80.20 deg

LAHUACA60

Ul=57.54 kVu=0.96 p.u.

phiu=-78.95 deg


phiu=-74.46 deg


Ul=10.08 kVu=1.01 p.u.



PowerFactory 15.0.1



Project:


Date: 5/19/2015

Annex:

Load Flow Balanced

Nodes




Branches

Active Power [MW]


Loading [%]

Add Piura_220A

P=50.60 MWQ=16.63 Mvar

= I=0.14 kA

P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar


P=-21.74 MWQ=0.59 Mvar


PE YACILA

P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar


P=-21.32 MWQ=3.44 Mvar


P=21.70 MWQ=-2.24 Mvar


P=21.74 MWQ=-0.59 Mvar


P=-21.70 MWQ=2.24 Mvar



P=11.99 MWQ=9.41 Mvar


P=-11.44 MWQ=-8.37 Mvar


lod Psur10

P=18.00 MWQ=5.92 Mvar

= I=1.05 kA

tr3 piura sur

P=30.10 MWQ=17.66 Mvar


P=

-18

.00

MW

Q=

-5.9

2 M

var

loa

din

g=

69

.95

%I=

1.0

5 k

A

P=-11.99 MWQ=-9.41 Mvar





I=0.04 kA

lod cem_Piura

P=25.00 MWQ=4.20 Mvar

= I=0.07 kA


P=-16.00 MWQ=-6.59 Mvar


P=16.14 MWQ=6.84 Mvar


Cp 20MVAr Piura

P=0.00 MWQ=-20.47 Mvar

= I=0.19 kA

Lne Sepo-Macaca

P=-14.66 MWQ=5.40 Mvar


P=15.00 MWQ=-4.76 Mvar


Lod piura23

P=

3.5

0 M

WQ

=1

.10

Mva

r=

I=

0.0

9 k

A

Lod chul60


= I=0.02 kA



= I=0.05 kA

P=0..Q=0..loa..I=0..

P=

0..

Q=0

..lo

a..

I=0

..

P=0..Q=0..loa..I=0..

P=10.60 MWQ=3.48 Mvar

= I=0.60 kA

Cp tcolor

P=-0.00 MWQ=-2.54 Mvar

= I=0.14 kA

tr2 tcolo

r

P=10.60 MWQ=1.36 Mvar


P=-10.60 MWQ=-0.94 Mvar


lne p

aita_tc

olo

rada

P=10.68 MWQ=1.46 Mvar


P=-10.60 MWQ=-1.36 Mvar


lne S

ullana-C

hir

a




I=0.05 kA


I=0.44 kA

P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar

loading=46.80 %I=0.00 kAP=42.33 MW


I=0.12 kA

P=42.03 MWQ=16.97 Mvar



I=2.29 kA


= I=0.48 kA

P=-9.28 MWQ=-0.52 Mvar




P=13.81 MWQ=2.45 Mvar


P=-13.63 MWQ=-2.29 Mvar




P=-2.70 MWQ=-0.89 Mvar




P=-5.60 MWQ=-1.80 Mvar


P=19.95 MWQ=8.26 Mvar


P=-19.80 MWQ=-8.06 Mvar


P=10.74 MWQ=3.58 Mvar


P=-10.47 MWQ=-3.43 Mvar


P=-12.50 MWQ=-4.53 Mvar


P=12.50 MWQ=5.68 Mvar


P=-10.14 MWQ=-4.72 Mvar


P=-3.40 MWQ=-1.10 Mvar


Shunt/F

ilte

r

P=

0.0

0 M

WQ

=-4

.58

Mva

r=

I=

0.1

2 k

A

Lne_Tablazo-Yuscay

P=-2.95 MWQ=1.57 Mvar


P=2.97 MWQ=-1.56 Mvar


Lne_TGrande-Tablazo

P=-3.70 MWQ=2.39 Mvar


P=3.73 MWQ=-2.38 Mvar


Lne_TGRANDE-TGrande

P=

-4.0

5 M

WQ

=3

.42

Mva

rlo

ad

ing

=7

9.3

4 %

I=0

.14

kA

P=4.67 MWQ=-3.03 Mvar


SG~

Syn_Yuscay

P=2.97 MWQ=-1.44 Mvar


SG~

Syn_Tablazo

P=0.78 MWQ=-0.78 Mvar


SG~

Syn_Tambo Grande

P=0.97 MWQ=-0.62 Mvar


tr2_Y

uscay

P=-2.97 MWQ=1.56 Mvar


P=2.97 MWQ=-1.44 Mvar


tr2_T

abla

zo

P=-0.78 MWQ=0.80 Mvar


P=0.78 MWQ=-0.78 Mvar


tr2_T

am

bo G

rande

P=-0.97 MWQ=0.64 Mvar


P=0.97 MWQ=-0.62 Mvar


SG~

Syn_QuirozG2

P=0.82 MWQ=-0.14 Mvar


SG~

Syn_QuirozG1

P=0.82 MWQ=-0.14 Mvar


SG~

SynSicacateG2

P=0.15 MWQ=-0.04 Mvar


SG~

SynSicacateG1

P=0.15 MWQ=-0.04 Mvar


tr2_S

icacate

P=-0.30 MWQ=0.08 Mvar


P=0.30 MWQ=-0.08 Mvar


tr2_Q

uir

oz

P=-1.64 MWQ=0.32 Mvar


P=1.64 MWQ=-0.29 Mvar


Lod Suyo




= I=0.03 kA

Lod T

am

bo G

rande

P=

5.5

0 M

WQ

=1

.81

Mva

r=

I=

0.1

5 k

A

Lne22.9_Quiroz-SuyoP=-1.94 MWQ=0.41 Mvar


P=1.94 MWQ=-0.41 Mvar


Lne22.9_LasLomas-SuyoP=-1.29 MWQ=0.58 Mvar


P=1.39 MWQ=-0.59 Mvar


Lne22.9

_T

Gra

nde-L

asLom

as

P=

-0.1

8 M

WQ

=0

.93

Mva

rlo

ad

ing

=1

0.5

3 %

I=0

.02

kA

P=0.19 MWQ=-0.94 Mvar


Lne22.9

_T

am

bogra

nde-D

erC

HT

Gra

nde

P=

-3.6

5 M

WQ

=4

.75

Mva

rlo

ad

ing

=6

6.0

0 %

I=0

.16

kA

P=

4.2

3 M

WQ

=-4

.35

Mva

rlo

ad

ing

=6

6.0

0 %

I=0

.16

kA

Lne22.9

_C

hulu

canas-T

Gra

nde



P=

-1.8

5 M

WQ

=-1

.98

Mva

rlo

ad

ing

=2

9.7

3 %

I=0

.07

kA

G~

Curum G1



= = = =

= = = =

lne COL_P..



P=-5.89 MWQ=-1.44 Mvar


G~

Piura G4

= = = =

P=

2.7

0 M

WQ

=0

.89

Mva

r=

I=

0.1

6 k

A


= I=0.33 kA

P=38.50 MWQ=12.65 Mvar

= I=2.29 kA

G~

Piura TG

= = = =

G~

Piura G1

= = = =




I=0.00 kA




I=0.00 kA


= I=0.01 kA


loading=13.32 %I=0.07 kA P=-12.37 MW


I=0.13 kA

P=-16.59 MWQ=-8.99 Mvar


P=43.23 MWQ=19.19 Mvar



I=0.45 kA

P=-17.33 MWQ=-6.22 Mvar


P=17.51 MWQ=6.75 Mvar


= = = =




I=0.01 kA


I=0.00 kA

P=-0.23 MWQ=0.03 Mvar





I=0.00 kA

P=-21.25 MWQ=-8.56 Mvar


P=21.33 MWQ=9.50 Mvar


tr3 Piura T15-261

P=-12.47 MWQ=-5.73 Mvar


P=-8.00 MWQ=-2.60 Mvar


P=-0.72 MWQ=-9.39 Mvar




P=-21.55 MWQ=-4.39 Mvar


P=22.04 MWQ=5.95 Mvar


G~

Piura G2

= = = =

G~

Piura G5

= = = =




I=0.00 kA

P=-4.83 MWQ=-1.61 Mvar





I=0.41 kA


= I=0.21 kA

G~

Curum G2




I=0.88 kA


= I=0.22 kA

DIg

SIL

EN

T



05-2015

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9.7 Análisis de Resultados Casos Base

En los casos sin proyecto del año 2020 para la zona de la salida en 22.9 kV desde

Chulucanas, no se presentan sobrecargas en la LT 22.9 kV.

Para el caso sin proyecto, en la zona del estudio, se presentan nivel de tensión inferiores

al 5% de la tensión nominal.

En el año 2020 para los casos con proyecto en el área de influencia del proyecto, salida

desde Chulucanas en el nivel 22.9 kV, no se presentan sobrecargas.

Para los casos con proyecto, en la zona del estudio, no se presentan tensión fuera del

rango del 5% de la nominal.

Sin embargo se presenta con el proyecto, un aumento de las pérdidas en 0.287 MW en el

tramo Chulucanas-Tambogrande- Derivación –Las Lomas.

FLUJO EN MAXIMA DEMANDA SIN PROYECTO


Nombre paralello MW1 kA1 %Carga Perd MW

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 5.012 0.136 56.928 0.346

Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.337 0.038 21.994 0.099

Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.936 0.051 29.354 0.004

Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.336 0.01 4.031 0.001

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -0.334 0.01 4.136 0.002

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA MAXIMA CON PROYECTO


Nombre paralello MW1 kA1 %Carga Perd MW

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 0.76 0.037 15.479 0.025

Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.204 0.047 27.421 0.152

Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.856 0.055 31.509 0.004

Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.177 0.043 18.312 0.027

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -4.265 0.158 66.071 0.584

Lne_DCHTambog-Tambog 1 -4.672 0.131 74.827 0.003

Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.705 0.105 59.87 0.024

Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.949 0.081 46.201 0.021

Se menciona que esta conexión va a ser provisional porque se instalara, para esta zona en

estudio, una línea en 60 kV, debido a que va a aumentar la demanda para alimentar las

bombas de riego.



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10. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS

El análisis de contingencias N-1 líneas se realiza con la finalidad de verificar el

comportamiento del sistema ante la salida de algún elemento del sistema eléctrico, tal

como una línea de transmisión, transformador, etc.

La metodología consiste en evaluar los niveles de sobrecargas en los enlaces de

transmisión del SEIN ante la contingencia de salida de otro enlace de transmisión y que

se encuentre relacionada o cercana a la zona del Proyecto, para posteriormente determinar

los refuerzos necesarios para superar la contingencia de acuerdo a los criterios

establecidos para este tipo de análisis.

10.1 Casos analizados

Con la finalidad de observar si el sistema eléctrico soporta el criterio N-1 se han simulado

la salida de determinadas líneas para la máxima demanda:

a) Caso Base

b) Salida Capacitor nuevo de 5 MVAR en Tambogrande

c) Salida Carga de 5 MW en Tambogrande

d) Salida de Generadores existentes CH Quiroz y CH Sicate

e) Salida de Generadores proyecto CH Tambogrande-CH Tablazo-CH Yuscay.



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10.2 Casos de Contingencia Escenario Máxima Demanda Avenida 2020

CONTINGENCIAS - FLUJO DE POTENCIA MW - MAXIMA AVENIDA 2020

2020 2020 2020 2020 2020

ELEMENTOS EN ANALISIS Caso Base Salida Capacitor Salida Carga Salida Generadores Salida Generadores

Tambogrande Tambogrande Existentes Proyecto

lne EJID_CAS_81 19.762 19.764 19.761 19.761 19.762

lne EJID_CHUL_81 -9.363 -9.504 -7.083 -10.03 -11.548

lne PIU_EJID_81 13.832 14.003 12.732 14.112 14.861

lne PiuraSur - Chulucanas 10.472 10.307 8.218 11.306 12.875

lne sepo-ejidos 240mm2 -15.91 -15.939 -14.522 -16.355 -17.312

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 0.662 0.587 -3.739 2.13 5.099

Lne22.9_LasLomas-Suyo -1.211 -1.235 -1.172 0.512 -1.275

Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.856 -1.856 -1.855 0 -1.857

Lne22.9_TGrande-LasLomas -0.186 -0.216 -0.136 1.535 -0.27

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande-4.348 -4.522 -3.937 -2.935 -0.264

Lne_TGRANDE-TGrande -4.675 -4.68 -4.665 -4.676 0

Lne_TGrande-Tablazo -3.708 -3.712 -3.698 -3.708 0

Lne_Tablazo-Yuscay -2.95 -2.952 -2.948 -2.95 0

tr3 chul_8001 12.329 12.26 7.912 13.804 16.792

tr2_Yuscay 2.97 2.97 2.97 2.97 0

tr2_Tambo Grande 0.97 0.97 0.97 0.97 0

tr2_Tablazo 0.78 0.78 0.78 0.78 0

tr2_Sicacate 0.22 0.22 0.22 0 0.22

tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 0 1.64 CONTINGENCIAS - FLUJO DE POTENCIA % - MAXIMA AVENIDA 2020

2020 2020 2020 2020 2020

ELEMENTOS EN ANALISIS Caso Base Salida Capacitor Salida Carga Salida Generadores Salida Generadores

Tambogrande Tambogrande Existentes Proyecto

lne EJID_CAS_81 64.14 64.436 64.001 64.039 64.116

lne EJID_CHUL_81 19.693 20.814 15.107 20.836 24.121

lne PIU_EJID_81 27.503 28.184 25.494 27.857 29.243

lne PiuraSur - Chulucanas 22.507 23.707 19.103 23.156 25.625

lne sepo-ejidos 240mm2 31.457 32.235 29.161 31.862 33.447

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 9.72 32.057 43.097 24.74 58.327

Lne22.9_LasLomas-Suyo 26.757 24.543 30.158 7.898 20.002

Lne22.9_Quiroz-Suyo 31.012 29.426 33.635 0.022 26.828

Lne22.9_TGrande-LasLomas 17.608 15.094 21.054 16.763 7.366

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande61.943 52.819 80.345 39.226 7.12

Lne_TGRANDE-TGrande 71.546 68.429 88.008 71.069 0.082

Lne_TGrande-Tablazo 57.53 53.973 66.608 57.174 0.08

Lne_Tablazo-Yuscay 45.011 42.821 47.056 44.827 0.047

tr3 chul_8001 47.945 52.374 34.951 51.034 61.235

tr2_Yuscay 89.267 84.923 93.322 88.901 0

tr2_Tambo Grande 58.071 64.859 89.131 57.725 0

tr2_Tablazo 51.534 47.749 89.222 50.737 0

tr2_Sicacate 53.11 47.382 61.93 0 36.838

tr2_Quiroz 61.592 58.952 66.006 0 54.711



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10.3 Caso de Contingencia Salida de Capacitor Escenario Máxima Demanda 2020

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA CAPACITOR DEL PROYECTO EN TAMBOGRANDE DE 5 MVAR







Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -4.522 1.153 4.667 0.127 52.819 8.269 TAMBOGRANDE21.285 0.9295 DER_CH_TAMBOGRANDE22.681 0.9904

Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.68 -0.477 4.704 0.12 68.429 0.045 DER_CH_TAMBOGRANDE22.681 0.9904 Tambo_Grande22.692 0.9909



10.4 Caso de Contingencia Salida de Carga Escenario Máxima Demanda 2020

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA DE CARGA EN TAMBOGRANDE DE 5 MW


Nombre paralello MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 -3.739 1.608 4.07 0.103 43.097 5.299 CHUL23 22.776 0.9946 TAMBOGRANDE 23.498 1.0261




Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -3.937 6.754 7.818 0.192 80.345 21.923 TAMBOGRANDE 23.498 1.0261 DER_CH_TAMBOGRANDE23.37 1.0205

Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.665 4.136 6.234 0.154 88.008 0.075 DER_CH_TAMBOGRANDE23.37 1.0205 Tambo_Grande 23.374 1.0207

Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.698 2.929 4.717 0.117 66.608 0.81 Tambo_Grande 23.374 1.0207 Tablazo 23.428 1.023


10.5 Caso de Contingencia Salida de Generadores Existentes Escenario Máxima

Demanda 2020

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA GENERADORES EXISTENTES



Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 2.13 -0.984 2.347 0.059 24.74 3.154 CHUL23 22.818 0.9964 TAMBOGRANDE22.445 0.9801

Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 0.512 0.103 0.523 0.013 7.898 2.492 LAS LOMAS 22.572 0.9857 SUYO 21.967 0.9593

Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 0 -0.001 0.001 0 0.022 1.752 SUYO 21.967 0.9593 QUIROZ 21.967 0.9593

Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 1.535 0.428 1.594 0.04 16.763 1.518 DER_CH_TAMBOGRANDE22.956 1.0024 LAS LOMAS 22.572 0.9857

Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -2.935 2.154 3.641 0.094 39.226 7 TAMBOGRANDE22.445 0.9801 DER_CH_TAMBOGRANDE22.956 1.0024




10.6 Caso de Contingencia Salida de Generadores del Proyecto Máxima Demanda

2020

RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA GENERADORES DEL PROYECTO - CON EL CAPACITORDE 5 MVAR EN TAMBOGRANDE


Nombre paralello MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2

Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 5.099 -2.107 5.517 0.14 58.327 7.667 CHUL23 22.755 0.9937 TAMBOGRANDE21.845 0.954




Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -0.264 0.559 0.618 0.016 7.12 2.465 TAMBOGRANDE21.845 0.954 DER_CH_TAMBOGRANDE21.791 0.9516

Lne_TGRANDE-TGrande 1 0 -0.005 0.005 0 0.082 3.177 DER_CH_TAMBOGRANDE21.791 0.9516 Tambo_Grande21.791 0.9516

Lne_TGrande-Tablazo 1 0 -0.005 0.005 0 0.08 60.189 Tambo_Grande21.791 0.9516 Tablazo 21.791 0.9516

Lne_Tablazo-Yuscay 1 0 -0.003 0.003 0 0.047 27.984 Tablazo 21.791 0.9516 Yuscay 21.791 0.9516



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10.7 Análisis de Resultados en Contingencia

Existen tensiones debajo del 5% en el caso de la salida del capacitor del proyecto de 5

MVAR en Tambogrande. Sin embargo estas tensión son superiores al 0.9 pu.

En contingencia la salida de la Carga de 5 MW en Tambogrande, no se presentan

tensiones bajas ni sobrecargas, sin embargo las pérdidas aumentan.

En la salida de los generadores existentes de CH Quiroz y CH Sicate no se presentan

tensiones bajas ni sobrecargas.

En la salida de los generadores del proyecto de CH Tambogrande, CH Tablazo y CH

Yuscay no se presentan tensiones bajas ni sobrecargas.

Se puede concluir que el sistema proyecta soporta las contingencias del estudio.



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11. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS

El análisis de cortocircuitos se orienta a determinar el nivel de las corrientes de falla en

determinadas barras de las subestaciones cercanas a la zona del proyecto. Para ello se han

tenido presente lo siguiente:

11.1 Premisas

El análisis de cortocircuitos se ha realizado con las siguientes premisas:

Método de acuerdo a la Norma IEC 60909 – 2001.

Tipo de falla trifásica o falla fase a tierra

Calculo de la máxima corriente de corto circuito

Impedancia de falla, cero

Duración de apertura del interruptor, 0.1 s.

11.2 Casos Simulados

Los casos que han sido considerados en este cálculo corresponden a los de Demanda

Máxima en el año 2020 con y sin proyecto. En el año 2024, final del periodo de análisis.

Adicionalmente se presentan los resultados de las corrientes de falla para un escenario

especial en el año 2024 considerando todas las unidades de generación disponibles en el

SEIN. En este caso se analiza el impacto de la presencia de la Central proyectada en la

corriente de cortocircuito de cada barra cercana.

Se muestran los resultados de las simulaciones de cortocircuito para los casos

mencionados, cuyos resultados están identificados utilizando la siguiente nomenclatura:

Sk” : Potencia de corto-circuito inicial

Ik” : Corriente de corto-circuito inicial

Ip : Corriente Pico de corto-circuito

Ib : Corriente de apertura de corto-circuito

Sb : Potencia de apertura de corto-circuito

Ik : Corriente de corto-circuito en el Estado Estacionario

Ith : Corriente equivalente térmica de corto-circuito



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11.3 Cortocircuito 2020 sin Proyecto

Cuadro Nº 11.3.1: Resumen de los Casos de Cortocircuito Trifásico 2020 Sin Proyecto RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO TRIFASICO SIN PROYECTO

CORTO CIRCUITO DE CADA ESCENARIO (kA)

2020 2020 2020 2020

ELEMENTOS EN ANALISIS kV AVENIDA AVENIDA ESTIAJE ESTIAJE

MAX MIN MAX MIN

CASTI60 60 4.79 4.767 4.782 4.768

CHULU60 60 1.989 1.984 1.987 1.985

EJIDOS60 60 6.574 6.529 6.558 6.532

CHUL23 22.9 3.348 3.343 3.346 3.343

DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 0.869 0.869 0.869 0.869

LAS LOMAS 22.9 0.728 0.728 0.728 0.728

QUIROZ 22.9 0.502 0.502 0.502 0.502

SUYO 22.9 0.504 0.504 0.504 0.504

TAMBOGRANDE 22.9 1.422 1.422 1.422 1.422

CHUL10 10 7.796 7.785 7.792 7.785

CH QUIROZ 4.16 2.824 2.824 2.824 2.824

CH SICACATE 4.16 1.683 1.683 1.683 1.683

11.4 Cortocircuito 2020 Con Proyecto

Cuadro Nº 11.4.1: Resumen de los Casos de Cortocircuito Trifásico 2020 con Proyecto RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO 2020 CON PROYECTO


2020 2020 2020 2020


MAX MIN MAX MIN

CASTI60 60 4.815 4.792 4.807 4.793

CHULU60 60 2.106 2.102 2.104 2.102

EJIDOS60 60 6.623 6.579 6.608 6.582

CHUL23 22.9 3.665 3.66 3.663 3.66


LAS LOMAS 22.9 1.126 1.126 1.126 1.126

QUIROZ 22.9 0.577 0.577 0.577 0.577

SUYO 22.9 0.581 0.581 0.581 0.581

TAMBOGRANDE 22.9 1.891 1.89 1.891 1.89

Tablazo 22.9 1.547 1.547 1.547 1.547

Tambo_Grande 22.9 1.601 1.601 1.601 1.601

Yuscay 22.9 1.443 1.443 1.443 1.443

CHUL10 10 8.418 8.408 8.414 8.408

CH_Tablazo 6.9 3.292 3.292 3.292 3.292

CH_Tambogrande 6.9 3.34 3.34 3.34 3.34

CH_Yuscay 6.9 4.12 4.12 4.12 4.12

CH QUIROZ 4.16 3.152 3.152 3.152 3.152

CH SICACATE 4.16 1.803 1.803 1.803 1.803



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11.5 Cortocircuito 2024 Con Proyecto

Cuadro Nº 11.4.2: Resumen de Casos de Cortocircuito Trifásico 2024

RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO TRIFASICO 2024 CON PROYECTO


2024 2024 2024 2024


MAX MIN MAX MIN

CASTI60 60 4.888 4.875 4.869 4.851

CHULU60 60 2.119 2.117 2.081 2.079

EJIDOS60 60 6.764 6.738 6.727 6.692

CHUL23 22.9 3.678 3.676 3.572 3.569


LAS LOMAS 22.9 1.126 1.126 1.003 1.003

QUIROZ 22.9 0.577 0.577 0.553 0.553

SUYO 22.9 0.581 0.581 0.557 0.557

TAMBOGRANDE 22.9 1.893 1.893 1.751 1.75

Tablazo 22.9 1.547 1.547 1.21 1.21

Tambo_Grande 22.9 1.601 1.601 1.227 1.227

Yuscay 22.9 1.444 1.444 1.16 1.16

CHUL10 10 8.451 8.445 8.247 8.24

CH_Tablazo 6.9 3.293 3.293 2.896 2.896

CH_Tambogrande 6.9 3.34 3.34 2.915 2.915

CH_Yuscay 6.9 4.12 4.12 3.579 3.579

CH QUIROZ 4.16 3.152 3.152 3.056 3.056

CH SICACATE 4.16 1.803 1.803 1.771 1.771



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11.6 Cortocircuito 2024 Asimétricos

Se presentan el resumen de los resultados de las corrientes de cortocircuito simetrías y

asimétricos obtenidos en el año 2024.

Cuadro Nº 11.5.2: Resumen de los Casos de Cortocircuito 2024 RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO 2024 SIMETRICO Y ASIMETRICO


Tension 3F 2F 1F 3F 2F 1F 3F 2F 1F 3F 2F 1F

BARRA EN ANALISIS (kV) Av24maxCP Av24maxCP Av24maxCP Av24minCP Av24minCP Av24minCP Es24maxCP Es24maxCP Es24maxCP Es24minCP Es24minCP Es24minCP

CASTI60 60 4.888 4.297 4.657 4.875 4.193 4.448 4.869 4.281 4.65 4.851 4.222 4.464

CHULU60 60 2.119 2.183 2.476 2.117 2.087 2.336 2.081 2.15 2.448 2.079 2.079 2.328

EJIDOS60 60 6.764 6.087 6.558 6.738 5.995 6.33 6.727 6.051 6.538 6.692 6.012 6.362

CHUL23 22.9 3.678 4.614 4.587 3.676 4.497 4.438 3.572 4.543 4.523 3.569 4.432 4.368

DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 1.603 1.725 1.816 1.603 1.694 1.771 1.378 1.259 1.137 1.378 1.268 1.144

LAS LOMAS 22.9 1.126 1.105 1.056 1.126 1.092 1.04 1.003 0.908 0.812 1.003 0.916 0.819

QUIROZ 22.9 0.577 0.687 0.725 0.577 0.684 0.719 0.553 0.659 0.696 0.553 0.659 0.692

SUYO 22.9 0.581 0.686 0.718 0.581 0.683 0.712 0.557 0.657 0.689 0.557 0.656 0.685

TAMBOGRANDE 22.9 1.893 1.709 1.59 1.893 1.68 1.556 1.751 1.528 1.383 1.75 1.528 1.383

Tablazo 22.9 1.547 1.692 1.795 1.547 1.661 1.752 1.21 1.401 1.44 1.21 1.41 1.446

Tambo_Grande 22.9 1.601 1.724 1.82 1.601 1.693 1.775 1.227 1.393 1.432 1.227 1.403 1.438

Yuscay 22.9 1.444 1.561 1.669 1.444 1.534 1.632 1.16 1.336 1.378 1.16 1.345 1.385

CHUL10 10 8.451 6.625 0.589 8.445 6.368 0.166 8.247 6.568 0.595 8.24 6.286 0.164

CH_Tablazo 6.9 3.293 2.53 0.014 3.293 2.437 0.014 2.896 2.207 0.014 2.896 2.202 0.014

CH_Tambogrande 6.9 3.34 2.578 0.014 3.34 2.481 0.014 2.915 2.228 0.014 2.915 2.223 0.014

CH_Yuscay 6.9 4.12 3.182 0.014 4.12 3.096 0.014 3.579 2.749 0.014 3.579 2.761 0.014

CH QUIROZ 4.16 3.152 2.482 0.017 3.152 2.459 0.017 3.056 2.415 0.017 3.056 2.385 0.017

CH SICACATE 4.16 1.803 1.431 0.005 1.803 1.422 0.005 1.771 1.41 0.005 1.771 1.397 0.005



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11.7 Cortocircuito Trifásico 2024 Especial

Cuadro Nº 11.6: Caso de Cortocircuito Trifásico 2024 Especial

RESULTADOS DEL CORTO CIRCUITO TRIFASICO ESPECIAL CON TODOS LOS GENERADORES EN OPERACIÓN

DEMANDA MÁXIMA 2024 ESTIAJE

BARRAS

Barra Tensión Skss

(kV) (MVA) Ikss Ip Ib Ik Ith X/R_pico

CASTI60 60 566.953 5.456 10.406 5.456 5.456 5.477 2.746

CHULU60 60 224.934 2.164 4.104 2.164 2.164 2.173 2.687

EJIDOS60 60 823.207 7.921 16.399 7.92 7.897 7.964 3.788

CHUL23 22.9 145.161 3.66 7.547 3.66 3.66 3.679 3.726

DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 54.746 1.38 2.274 1.339 1.378 1.383 1.57

LAS LOMAS 22.9 39.813 1.004 1.625 0.984 1.002 1.006 1.457

QUIROZ 22.9 21.949 0.553 1.177 0.5 0.553 0.557 4.25

SUYO 22.9 22.08 0.557 1.171 0.504 0.556 0.56 4.05

TAMBOGRANDE 22.9 69.866 1.761 2.783 1.758 1.757 1.765 1.297

Tablazo 22.9 47.999 1.21 2.742 1.061 1.209 1.22 5.765

Tambo_Grande 22.9 48.66 1.227 2.722 1.081 1.226 1.236 5.177

Yuscay 22.9 46.025 1.16 2.626 1.022 1.159 1.17 5.723

CHUL10 10 146.429 8.454 17.44 8.454 8.454 8.499 3.733

CH_Tablazo 6.9 34.621 2.897 7.028 2.618 2.895 2.933 8.745

CH_Tambogrande 6.9 34.842 2.915 6.988 2.644 2.913 2.949 8.04

CH_Yuscay 6.9 42.785 3.58 8.438 3.076 3.577 3.617 7.214

CH QUIROZ 4.16 22.019 3.056 6.682 2.657 3.053 3.077 4.824

CH SICACATE 4.16 12.76 1.771 4.195 1.683 1.769 1.79 7.441

Corrientes de Falla (kA)



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11.8 Análisis de Resultados

En el caso sin proyecto los niveles de cortocircuito son:

Chulucanas 22.9kV 3.34 kA

Tambogrande 22.9 kV 1.42 kA

Las Lomas 22.9 kV … 0.72 kA

En el caso con proyecto año 2020 los niveles de cortocircuito son:


Tambogrande 22.9kV 1.89 kA

Derivación Centrales Proyecto 22.9 kV 1.60 kA

Las Lomas 22.9 kV 1.12 kA

En el caso con proyecto año 2024 los niveles de cortocircuito son:


Tambogrande 22.9kV 1.89 kA

Derivación Centrales Proyecto 22.9 kV 1.60 kA

Las Lomas 22.9 kV 1.12 kA

Los interruptores seleccionados con corriente de ruptura de:

Nivel 22.9 kV 20 kA

Que están por encima de las corrientes de cortocircuito calculadas de 3.7 kA.

La puesta a tierra del generador de Tambogrande son de 280 ohm con lo que se limita la

corriente de falla a tierra en bornes de los generadores a un valor de 14 Amperios.

La puesta a tierra del generador de Tablazo es de 280 ohm con lo que se limita la corriente de

falla a tierra en bornes de los generadores a un valor de 14 Amperios.

La puesta a tierra del generador de Yuscay es de 280 ohm con lo que se limita la corriente de

falla a tierra en bornes de los generadores a un valor de 14 Amperios.



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12. ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA

Para el análisis de estabilidad transitoria se recopila la información referente a los

modelos de los reguladores de tensión, velocidad, y se utilizan las condiciones iniciales

dadas por los flujos de potencia.

Luego se realizan las siguientes simulaciones:

Simulación Sin Falla

Simulaciones de Fallas en la zona

Simulaciones de secuencia inversa

Simulación de tiempos críticos

12.1 Reguladores de Velocidad y de Tensión del Proyecto Hidroeléctrico Yuscay-

Tablazo-Tambogrande

El Regulador de Velocidad tiene el Modelo típico HYGOV, cuyo diagrama de bloques se

presenta a continuación.

Lámina Nº 12.1.1: Modelo del Regulador de Velocidad

pcu_HYGOV:

xr

xw

Note:

yh = (yq/yg)^2

xgxf

-

-

-

-

-

-

1/sTw

KDt

[(1+Ts)/KsT]r,Tr,Vlim

Gmax

Gmin

KoutQNL

Out1

KAt

1/(1+sT)Tg

1/(1+sT)Tf

div&pow20

1

KR

pcu_HYGOV:

2

1

0

ye yc

yg

dw

wref

w

errpref

yh o1yi

y1

yR

yQN

L

yi1

yDt

wD

t

ptyAt

DIg

SIL

EN

T



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Se utiliza un composite “Frame Sym Unificado”

Teniendo en cuenta que la expresion utilizada para el estatismo transitorio bt y el

integrador Ti es la siguiente:

(sTi+1) / (bt sTi) = (sTr+1)/(r sTr)

Se tiene que:

r = bt

Tr = Ti

Lámina Nº 12.1.2: Calibración del Regulador de Velocidad grupo

CH Yuscay

Lámina Nº 12.1.3: Calibración del Regulador de Velocidad CH Tablazo



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Lámina Nº 12.1.4: Calibración del Regulador de Velocidad CH Tambogrande

El Regulador de Tensión considerado para efectuar estas simulaciones es el Modelo EXPIC1

cuyo diagrama de bloques se presenta a continuación.

Lámina Nº 12.1.4: Modelo del Regulador de Tensión

avr_EXPIC1_Lim: Proportional/Integral Excitation System (with u_lim)

Limiter

Vrmax

Vrmin

Limiter

Efdmax

Efdmin

Se(Efd)E1,Se1,E2,Se..

1/(1+sT)Ta4

(1+sTb)/(1+sT..Ta2,Ta3

{K(1+sT)/s}Ka,Ta1

Vr1

Vr2

yi yo

mod(KpVt+jkiIt)Kp,Ki

0

1

2

3

1/(1+sT)_Tf2

sK/(1+sT)Kf,Tf1

1/(1+sT)_Tr

SelKp,Ki

-

-

One

1/sTTe

Fex(In)Kc

0

1

Sel_Output_2Te

0

1

KKe

-

Sel_OutputTe

0

1

avr_EXPIC1_Lim: Proportional/Integral Excitation System (with u_lim)

4

3

6

7

8

9

10

1

0

2

5

Vbi

Vb

o11 yi2VrVa2Vayi1Verro1u

ur

upss

o11(

1..

usetp

Keue

rrs

o13

Vs

voel

vuel

on

e

sel

uerrs

yi5(2..

Eo

yi1

1o1

6

yi5(

1..

Se

yi5

u_lim

Ve(1) Ve

Fex

curex

ii

ir

ui

DIg

SIL

EN

T



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Lámina Nº 12.1.5: Calibración del Regulador de Tensión Centrales Yuscay-Tablazo y

Tambogrande



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Lámina Nº 12.1.6: Calibración del Estabilizador CH Yuscay



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Cuadro Nº 12.1.1: Calculo de La constante del Agua Tw CONSTANTE DEL AGUA TW(seg)

Qn H L1 φ1 L2 φ2 L3 φ3 L4 φ4 Tw

(m3/seg) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (seg)

Huinco 25 1198 1950.0 2.25 - - - - - - 1.043

Matucana 15 977 1656.0 2.00 - - - - - - 0.825

Huampani 21 175 416.0 2.00 - - - - - - 1.620

Moyopampa 6 477 820.0 1.15 - - - - - - 1.012

Yaupi 15.3 470 1180.0 1.80 - - - - - - 1.539

YUSCAY 25 14.92 33.0 2.90 - - - - 0.853

TABLAZO 12 8 62.0 2.00 - - - - 3.018

TAMBOGRANDE 9 13.4 115.0 1.80 - - - - 3.094

Nomenclaura:

Qn Caudal

H Salto Neto

L1 Longitud Tuberia

φ1 Diametro tuberia

Tw Constante del Agua

Tw = (4/3.1416)*(Qn/(9.91*H))*(L1/(φ1*φ1))

Cuadro Nº 12.1.2: Calculo de la constante de Inercia H CALCULO DE LAS CONSTANTES DE INERCIA

HIDRAULICAS

CENTRAL TIPO N POTENCIA Sn n Pp PD2 RPM*2pi (RPM*2pi)^2 Tm H

GRUPOS MVA POTENCIA RPM Pares TOTAL seg seg

TOTAL Polos t*m2

CAHUA CH 2 27.5 55 600 6 370 3769.86 14211844.42 6.64 3.320

HUALLANCA CH 6 27 162 450 8 1588 2827.40 7994162.49 5.44 2.721

YAUPI CH 5 24 120 3600 1 17.8 22619.16 511626399.11 5.27 2.635

MALPASO CH 4 17 68 3600 1 11.2 22619.16 511626399.11 5.85 2.926

MALPASO CH 1 17 17 3600 1 2.8 22619.16 511626399.11 5.85 2.926

HUINCO CH 4 85 340 514 7 2350 3229.51 10429756.80 5.01 2.503

MANTARO CH 1 120 120 450 8 1850 2827.40 7994162.49 8.56 4.279

MANTARO CH 2 120 240 450 8 3700 2827.40 7994162.49 8.56 4.279

RESTITUCION CH 3 82.5 247.5 3600 1 44.5 22619.16 511626399.11 6.39 3.194

MACHUPICCHU CH 1 33.5 33.5 450 8 220 2827.40 7994162.49 3.65 1.823

YUSCAY CH 1 3.5 3.5 360 10 60 2261.92 5116263.99 6.09 3.045

TABLAZO CH 1 1.7 1.7 300 12 42 1884.93 3552961.10 6.10 3.048

TAMBOGRANDE CH 1 17 17 450 8 200 2827.40 7994162.49 6.53 3.266

Nomenclatura:

n = 60*F/P

n = RPM Número de vueltas por minuto

F frecuencia en Hz (60Hz)

Pp Pares de polos

PD2 4 veces el momento de inercia (Alternador+Turbina) t*m2

Tm Tiempo necesario para alcanzar los rpm nominales, sujeto al torque nominal

Ta = Tm/2 = H Tiempo caracteristico de la unidad

H Constante de Inercia (seg)

Hidraulicas

H (PD2 / 2)* ( (RPM*6.2831)^2 / (Sn*14400) ) / 1000



05-2015

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12.2 Prueba de Estabilidad sin Falla Sistema Interconectado

Figura 12.2.1 Caso sin Falla

9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]

1.13

1.08

1.03

0.98

0.93

0.88

Carhq G1: Speed in p.u.

Curum G1: Speed in p.u.

SynSicacateG1: Speed in p.u.

Syn_QuirozG1: Speed in p.u.

Syn_Tablazo: Speed in p.u.

Syn_Tambogrande: Speed in p.u.

Syn_Yuscay: Speed in p.u.

9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]

0.00

-10.00

-20.00

-30.00

-40.00

-50.00

Carhq G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Curum G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

SynSicacateG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Syn_QuirozG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Syn_Tablazo: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Syn_Tambogrande: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

Syn_Yuscay: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]

1.25

0.00

-1.25

-2.50

-3.75

-5.00

Lne22.9_Chulucanas-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW

Lne_TGRANDE-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW

Lne_TGrande-Tablazo: Total Active Power/Terminal i in MW

9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]

0.996

0.991

0.986

0.981

0.976

0.971

CHUL23: Voltage, Magnitude in p.u.

LAS LOMAS: Voltage, Magnitude in p.u.

TAMBOGRANDE: Voltage, Magnitude in p.u.

Estabilidad Transitoria Estabil idad

Av20max Sin Eventos

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



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12.3 Estabilidad ante Fallas

Simulación

Figura 12.3.1 Caso Falla Trifásica LT 22.9 kV Tambogrande - Derivación CH

Proyecto

9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30








9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

12.50

0.00

-12.50

-25.00

-37.50

-50.00








9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

6.00

3.00

0.00

-3.00

-6.00

-9.00


Lne_DCHTambog-Tambog: Total Active Power/Terminal i in MW


9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

1.01

0.99

0.97

0.95

0.93

0.91





Av20max Falla Trifasica LT DCHTambogrande-Tambogrande

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Simulación

Figura 12.3.1 Caso Falla Trifásica LT 22.9 kV Derivación CH Proyecto – Las

Lomas

9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30








9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

20.00

0.00

-20.00

-40.00

-60.00

-80.00








9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00


Lne_TGRANDE-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW


9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30





Av20max Falla Trifasica LT DTambogrande-Las Lomas

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



05-2015

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12.4 Tolerancia a Corrientes de Secuencia Negativa

El cálculo del máximo valor instantáneo de la corriente de secuencia negativa que

atravesaría los devanados de armadura de las unidades de generación, se efectúa para

verificar que este nivel de ampacidad que pueda ser tolerada durante un tiempo superior

al tiempo de actuación de la última protección de respaldo en el sistema eléctrico en caso

de fallas desbalanceadas.

Metodología

Los valores máximos de corriente de secuencia negativa son obtenidos simulando fallas

del tipo bifásicas y sin contacto a tierra en los siguientes casos:

Ante una falla bifásica en alta 22.9 kV y en baja 6.9 kV bornes de cada grupo de las

centrales respectivamente, la unidad de generación en falla debe soportar este nivel de

corriente durante el tiempo suficiente que permita actuar hasta la última protección de

respaldo.

Según la norma ANSI, la capacidad térmica de corto tiempo del rotor se calcula de

acuerdo a la siguiente expresión:

ntI .2

2

Siendo:

2I : Componente de secuencia negativa de la corriente de armadura del

generador (en pu)

t : Tiempo que el generador puede soportar la circulación de la

corriente de secuencia negativa 2I (en s)

n : Constante de diseño del generador, el cual representa el tiempo que

el generador puede soportar una corriente de secuencia negativa de

1 pu (en s). Se considera un valor de n=40s, considerando un

generador con rotor de polos salientes.

Simulación

La secuencia de simulación de la falla en el sistema de transmisión es la siguiente:

0 ms : Falla bifásica en bornes de generación



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Resultados

Figura Nº 12.4.1: Corriente I2 en generadores del Proyecto

Falla Bifásica en 22.9 kV Derivación Proyecto

0.99530.77620.55720.33810.1191-0.1000 [s]

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00

Syn_Tablazo: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.

Syn_Tambogrande: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.

Syn_Yuscay: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.

0.003 s 1.939 p.u.

0.003 s 1.899 p.u.

0.003 s 1.790 p.u.

Estabilidad Transitoria Secuencia Negativa

Av20max Falla Bifasica CHTambogrande22.9 - Secuencia Negativa

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura Nº 12.4.2: Corriente I2 – Falla Bifásica en 6.9 kV Tambogrande

0.99830.77860.55900.33930.1197-0.1000 [s]

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00




0.003 s 2.199 p.u.


Av20max Falla Bifasica CHTambogrande6.9 - Secuencia Negativa

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



05-2015

Página 53 de 55


Figura Nº 12.4.2: Corriente I2 – Falla Bifásica 6.9 kV Tablazo

0.99830.77860.55900.33930.1197-0.1000 [s]

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00




0.003 s 2.200 p.u.


Av20max Falla Bifasica 6.9 kV Tablazo

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura Nº 12.4.2: Corriente I2 – Falla Bifásica 6.9 kV Yuscay

0.99830.77860.55900.33930.1197-0.1000 [s]

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-1.00




0.003 s 2.180 p.u.


Av20max Falla Bifasica CHYuscay6.9 - Secuencia Negativa

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T



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De las simulaciones se observa que el máximo valor de la corriente de secuencia negativa

(I2) en el G1 del Proyecto Hidroeléctrico Tambogrande-Tablazo-Yuscay para fallas en

bornes de generación es de i2= 2.2 pu.

Cálculos

Para facilitar la evaluación de la tolerancia del generador, consideraremos que este valor

máximo de corriente se mantiene constante durante el tiempo de falla. Según ello, el

tiempo máximo o tolerancia del generador a soportar este nivel de I2 puede ser obtenido

por la expresión:

sI

nt 26.8

2.2

4022

2

12.5 Estabilidad Transitoria-Determinación del tiempo crítico de despeje de falla

Se han simulado fallas del tipo trifásico en la Derivación hacia el Proyecto (DerCH-

Tambogrande 22.9 kV).

Obteniéndose los tiempos críticos mayores de 0.25 segundos en que debe despejarse dicha

falla sin que las unidades de las otras Centrales del SEIN pierdan la estabilidad.

Figura N. 12.5 Falla Trifásica Derivación hacia Proyecto 22.9 kV - Tiempo Critico

de 250 milisegundos

4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30








4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]

80.00

40.00

0.00

-40.00

-80.00

-120.00








4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00


Lne_DCHTambog-Tambog: Total Active Power/Terminal i in MW


4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]

1.20

0.90

0.60

0.30

0.00

-0.30





Av20max Falla Trifasica - Tiemp Critico 0.25 seg - CHTambogrande22.9

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T



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12.6 Análisis de Resultados de Estabilidad

Estabilidad de la regulación de la central hidroeléctrica

El sistema de reguladores HYGOV, EXPIC1, regulan las Fallas trifásicas en la

zona del Estudio.

Tolerancia a corrientes de secuencia negativa

Los grupos del Proyecto Hidroeléctrico de Tambogrande, Tablazo, Yuscay

soportan tiempos de corriente de secuencia negativa en bornes de generación de

8.23 segundos.

Y la protección de secuencia negativa debe tener un tiempo de actuación menor de

8.26 segundos.

Estabilidad Transitoria-Tiempos críticos de despeje de falla

Ante Falla trifásica en 22.9 kV Derivación Tambogrande hacia las Centrales del

Proyecto, el sistema del Proyecto Hidroeléctrico Tambogrande, Tablazo y Yuscay

soporta fallas trifásicas en el lado de alta 22.9 kV por un tiempo de 0.250

segundos.

******

Ch Yuscay Tablazo Tgrande Estudios Electricos

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