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PROPUESTA DEL PLAN DE PROPUESTA DEL PLAN DE INVERSIONES PARA LOS SST y INVERSIONES PARA LOS SST y 22. sep. 2011 INVERSIONES PARA LOS SST y INVERSIONES PARA LOS SST y
SCT DE SN POWER PERÚ SCT DE SN POWER PERÚ 2013 2013 --20172017
GERENCIA COMERCIAL - SN POWER PERÚ22. sep. 2011
Áreas de demanda 05 y 06Áreas de demanda 05 y 06
22. sep. 2011
Contenido: �Criterios Generales:•Alcance del estudio•Metodología de Planeamiento
�Plan de Inversiones Área de SN POWER PERÚ S.A.22. sep. 2011
Por: Edson Hidalgo
�Plan de Inversiones Área de Demanda 05
�Plan de Inversiones Área de Demanda 06
Alcance del EstudioAlcance del Estudio
• El Estudio se elaboró de formaindividual (numeral 5.1 de laNorma), partiendo de lasinstalaciones existentes a lafecha.
• Se ha determinado el Sistema
3Page
• Se ha determinado el SistemaEléctrico a Remunerar (SER)para las instalaciones detransmisión secundaria bajo latitularidad de SN POWER PERÚpara las áreas de demanda 5y 6.
22. sep. 2011
Alcance del EstudioAlcance del Estudio
• La expansión de red requerida por el sistema detransmisión eléctrica de SN POWER se determina enadaptación a la demanda proyectada para el periodocomprendido entre los años 2013 al 2022.
• Se identifican y excluyen las instalaciones que serán
4Page
• Se identifican y excluyen las instalaciones que serántratadas como SCTLN (Sistema Complementario de LibreNegociación)
• Se centra en las instalaciones que serán propuestas aOSINERGMIN como parte del Plan de Inversiones delSistema Complementario de Transmisión (SCTPI) del SER.
22-Sep-11www.snpower.com
Metodología del PlaneamientoMetodología del Planeamiento
Flujo de carga 2013 a 2022 para determinar necesidades de expansión
Uso de Software de Análisis de S.E. de Potencia DIgSILENT Power Factory.
5Page22-Sep-11www.snpower.com
Se utilizó la BD del SEIN proporcionada por el COES.
Se evaluó sobrecarga de las SET revisando el factor de uso.
Determinación del SER
El análisis se desarrolla en los escenarios de máxima demanda anivel de sistema para todo el periodo de estudio.
Se verifican las magnitudes de las tensiones en las barras, losniveles de carga en las líneas de transmisión y transformadoresde potencia, y se observa el impacto que causaría elincremento de la demanda en el sistema de transmisión.
6Page
incremento de la demanda en el sistema de transmisión.
El SER se determina a partir de la evaluación de distintasalternativas técnicamente viables, aplicando el criterio demínimo costo; el cual considera los costos de inversión, loscostos de operación y mantenimiento y las pérdidas depotencia y energía. (Numeral 12.3 de la Norma Tarifas)
22-Sep-11www.snpower.com
22. sep. 2011
Contenido: �Criterios Generales:•Alcance del estudio•Metodología de Planeamiento
�Plan de Inversiones Área de SN POWER PERÚ S.A.22. sep. 2011
Por: Edson Hidalgo
�Plan de Inversiones Área de Demanda 05
�Plan de Inversiones Área de Demanda 06
Sistema de Transmisión A05
8Page22-Sep-11www.snpower.com
Sistema de Transmisión A05
Las instalaciones se encuentran en los Departamentos de Lima,Junín y Pasco, atravesando zonas de características muy difícilescon altitudes que varían entre 1300 a 4800 msnm con elevadonivel ceraúnico, valores de temperatura que varían entre -15 y+35 C, vientos moderados y precipitación promedio anual de880mm.
9Page
El sistema está conformado por 586km de líneas de transmisiónen tensiones de 50, 69, 138 y 200kV con 391 MVA de potenciainstalada en 19 subestaciones de transformación. Asimismo secuenta con un Centro de Control de última generación y unsistema de telecomunicaciones que son el soporte para lasoperaciones de la Empresa.
22-Sep-11www.snpower.com
Proyección de la DemandaLa zona atendida desde el Sistema de Transmisión de SN POWERcorresponde casi en su totalidad a clientes relacionados con laactividad minera y en una pequeña proporción a clientesregulados.
Se ha tenido que compatibilizar la data enviada porELECTROCENTRO en periodo de proyección (año 01 = 2011) eintegración de la demanda enviada por alimentadores en MT
10Page
integración de la demanda enviada por alimentadores en MT(p.e. Carhuamayo)
Se ha recibido información incompleta de ENERSUR yELECTROPERÚ (se limitó a la vigencia de contrato).
TERMOSELVA no envío información
Se consideró como Carga nueva a la mina Santander en la S.E.Shelby.
22-Sep-11www.snpower.com
Determinación del SER
• Subsistema Eléctrico Pachachaca – San Mateo, Andaychagua y San Antonio.
Caso A:Caso A:
• Sistema Eléctrico Oroya Nueva –Pachachaca 50 kV.Caso B:
11Page22-Sep-11www.snpower.com
• Subestación Oroya NuevaCaso C:Caso C:
• Subsistema Mantaro – CobrizaCaso D:Caso D:
CASO A:
SISTEMA ELÉCTRICO PACHACHACA - SAN MATEO, PACHACHACA -ANDAYCHAGUA Y SAN ANTONIO.
A MinaCasapalca
MinaAntuquito
Minera Volcan
Peru Bar
Concentradora MineraLos Quenuales
SE CARLOSFRANCISCO
A losQuenuales
Minera Los QuenualesGratonTunel
SE BELLAVISTA 2.42.28 kV7.54 deg0.95 p.u.
ANTUQUITO 4.16
4.12 kV7.16 deg0.99 p.u.
SE CASAPALCA NORTE 4.164.12 kV7.20 deg0.99 p.u.
SAN MATEO 50
48.82 kV10.04 deg0.98 p.u.
SE BE LLAVISTA 50
47.77 kV8.40 deg0.96 p.u.
SE
CA
RLO
S F
RA
NC
ISC
O
47.2
1 kV
7.41
deg
0.94
p.u
.
SE ROSAURA 50
SE HUANCHOR 50
49.39 kV10.87 deg0.99 p.u.
4.05 kV-24.92 deg0.97 p.u.
2.33 kV4.66 deg0.97 p.u.
SE ANDAYCHAGUA50
47.01 kV6.12 deg0.94 p.u.
2.34 kV9.98 deg0.98 p.u.
10.00 kV-134.61 deg
1.00 p.u.
SE CASAPALCA NORTE 50
47.25 kV7.47 deg0.95 p.u.
SE ANTUQUITO 50
47.24 kV7.52 deg0.94 p.u.
CAS4.16
2.39 kV35.48 deg1.00 p.u.
SE CASAPALCA 50
47.21 kV7.23 deg0.94 p.u.
CAS12
4.09 kV6.71 deg0.98 p.u.
0. MW-5. Mvar
1tr A
ntuq
uito
0.29 MW0.10 Mvar10.41 %
-0.29 MW-0.09 Mvar10.41 %
0
tr B
ella
vist
a
0.13 MW0.05 Mvar24.16 %
-0.13 MW-0.04 Mvar
24.16 %
0
tr C
asap
alca
Nor
te
0.21 MW0.08 Mvar
8.76 %
-0.21 MW-0.07 Mvar
8.76 %
4
And
aych
agua
_ELC
0.13 MW0.04 Mvar
-1.20 MW
Sec
c064
5
Int0131
0.38
MW
0.12
Mva
r
L-65
35C
(0.
92 K
m)
18.01 MW0.83 Mvar70.28 %
L-65
35B
(3.
11 K
m)
-17.44 MW-0.46 Mvar
68.78 %
4.57 MW0.34 Mvar19.28 %
L-65
27F
(1.
362
Km
)
-7.71 MW2.77 Mvar45.74 %
L-66
85 (
4.3
Km
)
-18.53 MW-1.38 Mvar
62.79 %
18.73 MW1.63 Mvar62.79 %
L-65
35A
1 (1
.57
Km
)
4.59 MW-1.13 Mvar19.86 %
1.20 MW0.39 Mvar
1.71 MW0.56 Mvar
-1.71 MW
7.71 MW2.53 Mvar
G~Hchor G2
9.39 MW1.62 Mvar93.42 %
0.02 MW0.01 Mvar
G~Hchor G1
9.39 MW1.62 Mvar93.42 %
-9.36 MW-0.82 Mvar
93.42 %
9.39 MW1.62 Mvar93.42 %
3
4.00
MW
1.31
Mva
r
4.24 MW1.39 Mvar
L-6532B (1.23 Km)
-4.2
5 M
W-0
.33
Mva
r17
.90
%
0.58 MW0.19 Mvar
0. MW0. Mvar
1
L-65
35D
(7.
55 K
m)18.51 MW
1.37 Mvar70.80 %
-18.14 MW-0.88 Mvar
70.80 %
7.96 MW2.62 Mvar
0.29 MW0.09 Mvar
L-65
35A
(1.
57 K
m)
4.59 MW-1.13 Mvar
19.86 %
L-65
33C
(1.
23 K
m)
-0.0
0 M
W0.
00 M
var
0.04
%
-4.24 MW-1.39 Mvar
49.94 %
4.25 MW1.57 Mvar49.94 %
0
0. MW-5. Mvar
1
-9.36 MW-0.82 Mvar93.42 %
9.39 MW1.62 Mvar93.42 %
3
0.03 MW0.01 Mvar
2.06 %
-0.02 MW-0.01 Mvar
2.06 %
0
-0.58 MW-0.19 Mvar21.92 %
0.58 MW0.21 Mvar21.92 %
-1
0.21 MW0.07 Mvar
12Page22-Sep-11www.snpower.com
Desde el año 01 se presentan barras con tensiones de operación menores al 0.95 de la tensión nominal.
La situación en el año 10 se extiende a casi todas las barras.
FU
ER
A D
E S
ER
VIC
IO (
2013
)
VOLCAN
VOLCAN
setkingsmil
(chinalco)
Minera VolcanMina Carahuacra
Minera VolcanMina Carahuacra
AustriaDuvaz
Minera VolcanSan Antonio
Nuevo
SE SAN ANTONIO NUEVO (VOLCAN)
SE MINA CARAHUACRA (VOLCAN)
SE CONCENTRADORA CARAHUACRA
Curipata(Electrocentro)
CH PACHACHACA
Minera CoronaConcentradora
Ticlio(Volcan)
MineraYauli
Minera VolcanCompresoras
SE SANANTONIO4.16
4.07 kV-24.12 deg0.98 p.u.
SE
CA
RLO
S F
RA
NC
ISC
O
SE SAN CRISTOBAL46.79 kV6.19 deg0.94 p.u.
45.69 kV7.68 deg0.91 p.u.
45.82 kV7.74 deg0.92 p.u.
46.15 kV7.88 deg0.92 p.u.
MAHRT 2.4 kV
2.29 kV34.92 deg0.95 p.u.
SE MAHR TUNEL 50
47.69 kV8.53 deg0.95 p.u.
SE TICLIO 50
46.98 kV7.08 deg0.94 p.u.
2.24 kV5.75 deg0.93 p.u.
AUSTRIA DUVAZ 50 47.11 kV7.07 deg0.94 p.u.
SE MOROCOCHA 50
47.17 kV7.11 deg0.94 p.u.
ALPAMINA 50
47.06 kV7.03 deg0.94 p.u.
2.30 kV41.66 deg1.00 p.u.
47.12 kV7.08 deg0.94 p.u.
SE CURIPATA 50
48.53 kV10.90 deg0.97 p.u.
SE PACHACHACA 5048.18 kV8.87 deg0.96 p.u.
Carga_San_Antonio
0.73 MW0.24 Mvar
tr3
San
Ant
onio
0.73 MW0.27 Mvar52.28 %
-0.73 MW-0.24 Mvar
52.28 %
2
Carga_Pachachaca
0.50 MW0.17 Mvar
Kin
gsm
ill_C
hina
lco
0.22
MW
0.07
Mva
r
L-65
39A
(1)
11.48 MW-1.24 Mvar
44.62 %
And
aych
agua
_ELC
0.26
MW
0.09
Mva
r
L-65
29 (
12.8
3 K
m)
11.69 MW-0.20 Mvar
45.22 %
L-65
30 (
12.9
45 K
m)
4.54 MW0.31 Mvar17.63 %
TR
2 sr
is_8
02
1.21 MW0.43 Mvar43.51 %
-1.20 MW-0.39 Mvar
43.51 %
0
Sec
c059
2
secc
0591
int0
116
1.62 MW1.62 Mvar
0.00 %secc0594 secc0593
L-65
33B
(6.
31 K
m)
-4.55 MW-0.36 Mvar
19.28 %
19.28 %
L-65
31
4.51 MW1.48 Mvar19.96 %
-4.50 MW-1.48 Mvar
19.96 %
L-65
33A
(6.
689
Km
)
1.62 MW1.62 Mvar
9.79 %
-1.61 MW-1.67 Mvar
9.79 %
L-65
27D
(1.
895
Km
)-0.00 MW-0.00 Mvar
0.07 %
0.00 MW-0.01 Mvar
0.07 %
L-65
27C
(1.
533
Km
)
4.37 MW1.45 Mvar26.41 %
-4.36 MW-1.45 Mvar
26.41 %
L-65
27B
(3.
592
Km
)
5.10 MW1.68 Mvar30.59 %
-5.07 MW-1.68 Mvar
30.59 %
L-65
27A
(7.
906
Km
)
10.83 MW3.64 Mvar62.98 %
-10.52 MW-3.46 Mvar
62.98 %
L-65
26 (
2.47
1 K
m)
15.26 MW5.50 Mvar77.48 %
-15.14 MW-5.37 Mvar
77.48 %
L-65
39A
1.72 MW0.62 Mvar52.17 %
-1.71 MW-0.56 Mvar
52.17 %
-2
3.63 MW1.19 Mvar
0.70 MW0.23 Mvar
5.42 MW1.78 Mvar
4.27 MW1.40 Mvar
4.31 MW1.73 Mvar78.62 %
-4.27 MW-1.40 Mvar
78.62 %
1
G~Pacha G3
2.60 MW1.87 Mvar85.47 %
G~Pacha G2
2.60 MW1.87 Mvar85.47 %
G~Pacha G1
2.60 MW1.87 Mvar85.47 %
L-65
32A
(13
Km
)
6.16 MW2.03 Mvar
0. MW-5. Mvar
1
4.50 MW1.48 Mvar
1.75 MW0.58 Mvar
1.76 MW0.65 Mvar33.25 %
-1.75 MW-0.58 Mvar
33.25 %
0
L-65
28C
(1.
288
Km
)
-3.55 MW-1.15 Mvar
18.21 %
3.55 MW1.14 Mvar18.21 %
2.02 MW0.66 Mvar
1.53 MW0.50 Mvar
L-65
28B
(2.
7 K
m)
1.53 MW0.49 Mvar
7.86 %
-1.53 MW-0.50 Mvar
7.86 %
0. MW-9. Mvar
1
L-65
28A
(7.
90 K
m)
-7.26 MW-4.85 Mvar50.65 %
7.30 MW5.46 Mvar50.65 %
0
0.20 MW0.07 Mvar
L-65
25B
(8.
932
Km
)
-17.61 MW3.08 Mvar45.13 %
17.84 MW-2.55 Mvar
45.13 %
-18.03 MW2.48 Mvar49.25 %
-18.10 MW6.30 Mvar65.77 %
A MinaCasapalca
MinaAntuquito
Minera Volcan
Peru Bar
Minera CoronaConcentradora
Ticlio(Volcan)
Minera VolcanCompresoras
Concentradora Minera
Los Quenuales
SE CARLOSFRANCISCO
A losQuenuales
Minera Los QuenualesGratonTunel
SE BELLAVISTA 2.42.23 kV-0.90 deg0.93 p.u.
-30.90 deg
SE ANDAYCHAGUA4.163.73 kV22.58 deg0.90 p.u.
-37.42 deg
ANTUQUITO 4.16
4.03 kV-1.20 deg0.97 p.u.
-31.20 deg SE CASAPALCA NORTE 4.164.12 kV
-1.12 deg0.99 p.u.
-31.12 deg
SAN MATEO 50
48.17 kV1.52 deg0.96 p.u.
-28.48 deg
SE BELLAVISTA 50
46.90 kV-0.00 deg0.94 p.u.
-30.00 deg
SE
CA
RLO
S F
RA
NC
ISC
O
46.2
0 kV
-0.9
3 de
g0.
92 p
.u.
-30.
93 d
eg
SE SAN CRISTOBAL44.56 kV-2.28 deg0.89 p.u.
-32.28 deg
SE ROSAURA 50
SE HUANCHOR 50
48.85 kV2.30 deg0.98 p.u.
-27.70 deg
3.84 kV-33.73 deg0.92 p.u.
-33.73 deg
2.27 kV-4.32 deg0.95 p.u.
-34.32 deg
SE ANDAYCHAGUA50
44.80 kV-2.32 deg0.90 p.u.
-32.32 deg
2.31 kV1.47 deg0.96 p.u.
-28.53 deg
10.00 kV-143.15 deg
1.00 p.u.-23.15 deg
SE CASAPALCA NORTE 50
46.23 kV-0.85 deg0.92 p.u.
-30.85 deg
SE ANTUQUITO 50
46.26 kV-0.83 deg0.93 p.u.
-30.83 deg
CAS4.16
2.34 kV27.06 deg0.97 p.u.
-32.94 deg
SE CASAPALCA 50
46.20 kV-1.11 deg0.92 p.u.
-31.11 deg
SE TICLIO 50
45.89 kV-1.20 deg0.92 p.u.
-31.20 deg
CAS12
4.01 kV-1.66 deg0.96 p.u.
-31.66 deg
0. MW-5. Mvar
1
tr2 A
nday
chag
ua
9.804.26
119.30
-9.73-3.20
119.30
-2tr A
ntuq
uito
0.290.1010.63
-0.29-0.0910.63
0
tr B
ella
vist
a
0.130.0524.61
-0.13-0.0424.61
0
tr C
asap
alca
Nor
te
0.210.088.75
-0.21-0.078.75
3
And
aych
agua
_ELC
0.26
0.09
0.130.04
TR2
sris
_802
1.420.51
53.97
-1.41-0.4653.97
0S
ecc0
645
Int0131
0.38
0.12
L-65
35C
(0.9
2 K
m)
17.973.30
72.54
L-65
35B
(3.1
1 K
m)
-17.39-2.9070.99
L-65
33B
(6.3
1 K
m)
-4.58-1.5820.96
4.611.5720.96
-1.66-0.47
L-65
27F
(1.
362
Km
)
-9.800.5657.52
L-65
27D
(1.
895
Km
)-0.00-0.000.07
L-66
85 (
4.3
Km
)
-18.52-3.8864.79
18.724.15
64.79
L-65
35A
1 (1
.57
Km
)
4.570.0919.59
1.410.46
2.150.71
2.170.8169.33
-2.15-0.7169.33
-3
9.733.20
G~Hchor G2
9.392.9396.44
0.020.01
G~Hchor G1
9.392.93
96.44
-9.36-2.0896.44
9.392.93
96.44
3
4.00
1.31
4.241.39
L-6532B (1.23 Km)
-4.3
30.
6618
.82
0.580.19
L-65
32A
(13
Km
)
0. MW0. Mvar
1
L-65
35D
(7.
55 K
m)18.49
3.8773.08
-18.10-3.3473.08
7.962.62
0.290.09
L-65
35A
(1.
57 K
m)
4.570.0919.59
L-65
33C
(1.
23 K
m)
-0.0
0-0
.00
0.04
-4.24-1.3951.05
4.251.5751.05
0
0. MW-5. Mvar
1
6.252.05
-9.36-2.0896.44
9.392.9396.44
3
0.030.012.08
-0.02-0.012.08
0
-0.58-0.1922.39
0.580.2122.39
-1
0.210.07
Nombre L-L Volt.Nom. Ul, Magnitud u, Magnitud U, Ángulo Sensibilidad
dv/dQ kV kV p.u. deg p.u./Mvar
ALPAMINA 50 50 46.92 0.94 -13.83 0.0047
Andaychagua ELC 50 46.22 0.92 -14.84 0.0065
AUSTRIA DUVAZ 50 50 46.97 0.94 -13.79 0.0040
MOR2.4(2) 50 46.98 0.94 -13.77 0.0039
SAN MATEO 50 50 48.75 0.97 -10.86 0.0032
SE ANDAYCHAGUA50 50 46.03 0.92 -15.05 0.0069
SE ANTUQUITO 50 50 47.12 0.94 -13.35 0.0036
SE BELLAVISTA 50 50 47.67 0.95 -12.48 0.0036
SE CARLOS FRANCISCO 50 47.09 0.94 -13.46 0.0035
SE CASAPALCA 50 50 47.09 0.94 -13.64 0.0040
SE CASAPALCA NORTE 50 50 47.13 0.94 -13.40 0.0036
SE CONCENTRADORA
CARAHUACRA 50 50 45.47 0.91 -13.20 0.0050
SE CURIPATA 50 50 48.72 0.97 -9.66 0.0020
13Page22-Sep-11www.snpower.com
VOLCAN
VOLCAN
setkingsmil
(chinalco)
Minera VolcanMina Carahuacra
Minera VolcanMina Carahuacra
AustriaDuvaz
Minera VolcanSan Antonio
Nuevo
SE SAN ANT ONIO NUEVO (VOLCAN)
SE M INA CARAHUACRA (VOLCAN)
SE CONCENTRADORA CARAHUACRA
Curipata(Electrocentro)
CH PACHACHACA
Concentradora
MineraYauli
Compresoras
SE SANANTONIO4.16
3.88 kV-32.68 deg0.93 p.u.
-32.68 deg
43.71 kV-0.71 deg0.87 p.u.
-30.71 deg
43.87 kV-0.64 deg0.88 p.u.
-30.64 deg
44.30 kV-0.45 deg0.89 p.u.
-30.45 deg
MAHRT 2.4 kV
2.43 kV29.07 deg1.01 p.u.
-30.93 deg
SE MAHR TUNEL 50
46.31 kV0.41 deg0.93 p.u.
-29.59 deg
2.18 kV-2.52 deg0.91 p.u.
-32.52 deg
AUSTRIA DUVAZ 50 45.94 kV-1.14 deg0.92 p.u.
-31.14 deg
SE MOROCOCHA 50
46.00 kV-1.09 deg0.92 p.u.
-31.09 deg
ALPAMINA 50
45.89 kV-1.18 deg0.92 p.u.
-31.18 deg
2.24 kV33.72 deg0.97 p.u.
-26.28 deg
45.96 kV-1.12 deg0.92 p.u.
-31.12 deg
SE CURIPATA 50
47.58 kV3.32 deg0.95 p.u.
-26.68 deg
SE PACHACHACA 5046.93 kV0.88 deg0.94 p.u.
-29.12 deg
Carga_San_Antonio
0.730.24
tr3 S
an A
nton
io
0.740.2754.74
-0.73-0.2454.74
2
Carga_Pachachaca
0.740.24
Kin
gsm
ill_C
hina
lco
0.22
0.07
L-65
39A
(1)
14.481.6057.84
L-65
29 (
12.8
3 K
m)
11.76-1.1046.89
L-65
30 (
12.9
45 K
m)
4.63-0.6518.57
Sec
c059
2
secc
0591
int0
116
1.670.430.00 secc0594 secc0593
L-65
31
4.511.4820.47
-4.50-1.4820.47
L-65
33A
(6.6
89 K
m)
1.670.437.48
-0.477.48
L-65
27D
(1.
895
Km
)
0.00-0.010.07
L-65
27C
(1.
533
Km
)
5.331.7733.63
-5.31-1.7733.63
L-65
27B
(3.
592
Km
)
6.272.0839.15
-6.21-2.0639.15
L-65
27A
(7.
906
Km
)
13.634.6781.75
-13.11-4.3381.75
L-65
26 (
2.47
1 K
m)
19.276.85
100.26
-19.07-6.62
100.26
L-65
39A
4.581.51
0.880.29
6.842.25
5.391.77
5.441.9499.80
-5.39-1.7799.80
-5
G~Pacha G3
2.601.87
85.47
G~Pacha G2
2.601.8785.47
G~Pacha G1
2.601.8785.47
L-65
32A
(13
Km
)
0. MW-5. Mvar
1
4.501.48
1.750.58
1.760.6634.10
-1.75-0.5834.10
0
L-65
28C
(1.
288
Km
)
-3.55-1.1518.68
3.551.15
18.68
2.020.66
1.530.50
L-65
28B
(2.
7 K
m)
1.530.498.06
-1.53-0.508.06
0. MW-8. Mvar
1
L-65
28A
(7.
90 K
m)
-7.03-4.7750.59
7.065.3850.59
0
0.290.10
L-65
25B
(8.
932
Km
)
-21.051.41
54.66
21.39-0.5954.66
-21.680.49
59.80
-22.075.1279.74
SE CURIPATA 50 50 48.72 0.97 -9.66 0.0020
SE HUANCHOR 50 50 49.33 0.99 -10.03 0.0029
SE MAHR TUNEL 50 50 47.42 0.95 -12.39 0.0029
SE MINA CARAHUACRA 50 45.05 0.90 -13.39 0.0059
SE MOROCOCHA 50 50 47.03 0.94 -13.74 0.0037
SE PACHACHACA 50 50 48.03 0.96 -11.95 0.0023
SE ROSAURA 50 50 47.54 0.95 -12.68 0.0036
SE SAN CRISTOBAL 50 45.80 0.92 -15.00 0.0081 SE SANANTONIO50 50 44.89 0.90 -13.46 0.0063 SE TICLIO 50 50 46.85 0.94 -13.79 0.0039
T_Morococha_L6529 50 47.03 0.94 -13.74 0.0037
T_Morococha_L6530 50 47.59 0.95 -12.67 0.0038
T_Morococha_L6533 50 47.03 0.94 -13.74 0.0037
T1_CarlosFrancisco 50 47.09 0.94 -13.46 0.0035
T1_CarlosFrancisco(1) 50 47.09 0.94 -13.46 0.0038
T2_CasapalcaNorte 50 47.13 0.94 -13.40 0.0036
T2_CasapalcaNorte(1) 50 47.09 0.94 -13.46 0.0035
Alternativa 1: Instalar bancos de capacitores de 5 y 15 MVAR en lasbarras San Cristóbal 50kV y San Antonio 50kV respectivamente.
Alternativa 2: Instalar tres bancos de condensadores, uno de 13 MVARen la subestación Pachachaca (compensación centralizada), y dosbancos adicionales de 3 y 10 MVAR en las barras San Cristóbal y SanAntonio respectivamente.
Análisis de Alternativas:
14Page22-Sep-11www.snpower.com
Costos de Inversión (US$) Costos de Explotación Costo
Nombre Descripción (US$) Total Alternativa Transmisión Transformación Total OYM PERDIDAS (US$) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión
Alternativa
1
Dos bancos de
condensadores - 267,689 - - 267,689 48,248 - 315,938
Alternativa
2
Tres bancos
de
condensadores
- 326,044 - - 326,044 58,767 - 384,811
SISTEMA ELÉCTRICO OROYA NUEVA - PACHACHACA.
CASO B:
FU
ER
A D
E S
ER
VIC
IO (
2013
)
Curipata(Electrocentro)
Doe Run Peru
SE ALAMBRON48.57 kV6.87 deg0.97 p.u.
SE CURIPATA 50
0.00 kV0.00 deg0.00 p.u.
SE PACHACHACA 50
47.22 kV-4.47 deg0.94 p.u.
14.44 MW-4.00 Mvar59.11 %
11.76 MW-0.88 Mvar46.51 %
4.62 MW-0.43 Mvar18.29 %
L-6
52
8A
(7
.90
Km
)
0.00 MW0.00 Mvar
L-6
52
5B
(8
.93
2 K
m)
13.23 MW4.35 Mvar
L-6513 (0.87 Km)
13.25 MW4.38 Mvar47.31 %
-13.23 MW-4.35 Mvar47.31 %
L-6525A (9.842 Km)
L-6541 (2.47 Km)
13.78 MW14.61 Mvar41.46 %
L-6540 (2.68 Km)
12.69 MW13.46 Mvar
38.20 %
L-6504B (3.34 Km)
-22.48 MW6.81 Mvar54.12 %
L-6538 (18.19 Km)
-43.34 MW24.07 Mvar173.37 %
48.73 MW-15.58 Mvar173.37 %
15Page
Las líneas de transmisión 50 kV Oroya Nueva – Pachacaca (L-6538 –18.19 km), Oroya Nueva – Curipata (L-6525A – 9.84 km) y Curipata –Pachachaca (L-6525B – 8.93 km), alimentan cargas radiales.
En el año 10, en conjunto, las líneas L-6538 y L-6525A, transmitirán una potencia activa de 45.08 MW y es aplicable el criterio de confiabilidad N-1 (sistemas en AT con demanda superiores a los 30 MW)
22-Sep-11www.snpower.com
L-6513 (0.87 Km) 47.31 %
Análisis de Alternativas:
Alternativa 1: Instalar una línea, con conductor AAAC 120 mm2,paralela a las líneas L-6538 y L-6525, con lo cual se evitarían elevadassobrecargas en la actual línea operativa y alcanzar el nivel deconfiabilidad (N-1).
Alternativa 2: Instalar una línea, con conductor AAAC 240 mm2,paralela a las líneas L-6538, L-6525.
16Page22-Sep-11www.snpower.com
Costos de Inversión (US$) Costos de Explotación Costo
Nombre Descripción (US$) Total Alternativa Transmisión Transformación Total OYM PERDIDAS (US$) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión
Alternativa
1
Línea de
Transmisión 50 kV
– AAAC 120 mm2
- 1,209,535 - - 1,209,535 218,009 453,000 1,880,544
Alternativa
2
Línea de
Transmisión 50 kV
– AAC 240 mm2
- 1,392,721 - - 1,392,721 251,027 273,907 1,917,656
CASO C: SUBESTACIÓN OROYA NUEVA
217.46 kV12.76 deg0.99 p.u.
-17.24 deg
SE OROYA NUEVA 138
121.59 kV4.25 deg0.98 p.u.
-25.75 deg
13.80 kV-10.86 deg1.00 p.u.
-10.86 deg
SE OROYA NUEVA50 48.54 kV5.86 deg0.97 p.u.
-24.14 degLn
e P
acha
chac
a-O
roya
Nue
va_L
2224
-171.81-26.52115.39
8.463.88
76.73
59.4
1-1
7.18
33.7
9
0. MW-9. Mvar
1
G~
Yaup G4
20.006.34
87.42
L-17
05 (
20.4
7 K
m)
40.985.65
34.27
0. MW-9. Mvar
1
L-6513 (0.87 Km)
13.254.3847.44
22.120.40
59.80
L-6541 (2.47 Km)
13.7714.3041.10
L-6540 (2.68 Km)
12.6913.1737.87
L-6504B (3.34 Km)
-22.486.34
53.97
23.21-3.4479.74
tr3 oro_1571
-20.49-2.8368.83
20.583.51
68.83
-1
tr3 oro_1572
-20.49-2.8368.83
20.583.51
68.83
-1
26.778.80
G~
Yaup G5
20.006.34
87.42
26.38
13.233.88
26.38
0
tr3 oro_2571
112.4043.71122.01
-112.20-27.96122.01
-16
4
17Page
Pese a que el análisis de flujo de carga se considera la línea detransmisión 220 kV Carhuamayo – Paragsha – Conococha – Huallanca– Cajamarca – Cerro Corona – Carhuaquero, y la implementación deltransformador Carhuamayo 220/138 kV de 100 MVA, en el año 06, eltransformador 220/50/13.8 kV existente de la subestación Oroya Nuevapresentará un nivel de sobrecarga de 122%.
22-Sep-11www.snpower.com
SE OROYA NUEVA-CHUMPE71.13 kV4.23 deg1.03 p.u.
-25.77 deg
Tr2
ON
U-C
hum
pe
-8.42-3.5576.73
1
8.423.55
20.95
L-6513 (0.87 Km)
Análisis de alternativas
Se propone instalar un
transformador en paralelo de 45 MVA, y con
relación de 45
MV
A (
2018
)
L-2224 (21.63 Km)
Doe Run Peru
CH YAUPI
CH YUNCAN
ONU_3218.32 kV12.77 deg0.99 p.u.
SE CARIPA
SE ALAMBRON
SE OROYA NUEVA 138
122.88 kV5.84 deg0.99 p.u.
13.80 kV-10.55 deg1.00 p.u.
13.80 kV-7.92 deg1.00 p.u.
137.15 kV17.93 deg0.99 p.u.
SE OROYA NUEVA50 49.39 kV7.74 deg0.99 p.u.
Lne
Pac
hach
aca-
Oro
yaN
ueva
_L22
24
-173.66 MW-19.42 Mvar
115.53 %
tr3 oro_2571_45MVA
37.80 MW12.44 Mvar
89.12 %
-37.70 MW-8.49 Mvar
89.12 %
-16
4
14.43 MW-6.37 Mvar
52.53 %
8.47 MW3.88 Mvar75.45 %
Car
ga_C
arip
a
63.9
6 M
W21
.02
Mva
r
52.0
8 M
W-2
1.37
Mva
r30
.63
%
G~
Yaup G1
20.00 MW2.33 Mvar83.90 %
0. MW-9. Mvar
13.23 MW4.35 Mvar
G~
Yaup G4
20.00 MW5.82 Mvar86.79 %
G~
Yaup G3
20.00 MW2.33 Mvar83.90 %
G~
Yaup G2
20.00 MW2.33 Mvar83.90 %
L-17
05 (
20.4
7 K
m)
50.28 MW15.07 Mvar
43.13 %
0. MW-9. Mvar
13.25 MW4.38 Mvar46.61 %
15.37 MW-4.78 Mvar
42.75 %
L-6541 (2.47 Km)
13.80 MW16.11 Mvar
43.15 %
L-6540 (2.68 Km)
12.71 MW14.84 Mvar
39.76 %
L-6504B (3.34 Km)
-22.45 MW9.33 Mvar55.21 %
15.20 MW-7.72 Mvar
56.95 %
tr3 oro_1571
-25.14 MW-7.53 Mvar
86.42 %
25.26 MW8.57 Mvar86.42 %
-1
tr3 oro_1572
-25.14 MW-7.53 Mvar
86.42 %
25.26 MW8.57 Mvar86.42 %
-1
26.77 MW8.80 Mvar
6.12 MW2.01 Mvar
G~
Yaup G5
20.00 MW5.82 Mvar86.79 %
-13.16 MW-2.39 Mvar
25.89 %
13.23 MW2.85 Mvar25.89 %
0
-53.67 MW-0.91 Mvar
69.01 %
53.88 MW4.97 Mvar69.01 %
0
L-17
01 (
14.0
3 K
m)
66.84 MW3.29 Mvar36.37 %
tr3 oro_2571
83.78 MW28.35 Mvar
89.12 %
-83.62 MW-19.56 Mvar
89.12 %
-16
4
18Page22-Sep-11www.snpower.com
Costos de Inversión (US$) Costos de Explotación Costo Descripción (US$) Total
Transmisión Transformación Total OYM PERDIDAS (US$)
MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión Transformador de
potencia 45 MVA - - 2 240 627 - 2 240 627 186 758 49 935 2 477 320
relación de transformación 220/50/13.8 kV. SE OROYA NUEVA-CHUMPE
70.65 kV6.17 deg1.02 p.u.
Tr2
ON
U-C
hum
pe
75.45 %
-8.43 MW-3.56 Mvar
75.45 %
0
L-66
01A
8.43 MW3.56 Mvar21.12 %
1
1
L-6513 (0.87 Km)
46.61 %-13.23 MW-4.35 Mvar
MANTARO - COBRIZACASO D:
A P
ampa
s
(L-6
066)
CO
BR
II10
7.99
60.
800
0.69
4
CO
BR
II4.1
63.
252
0.78
2-3
.192
CA
RM
I/220
A22
0.00
0
CA
RM
I/220
B22
0.00
01.
000
0.00
0 CO
BR
IZA
1_69
61.3
490.
989
-7.1
29
Lne L-6602
41.2
3 M
W21
.23
Mva
r46
.37
MV
A68
.05
%
-37.
21 M
W-8
.10
Mva
r38
.08
MV
A68
.05
%
Car
ga E
LC
25.1
9 M
W8.
28 M
var
26.5
2 M
VA
Com
p D
oe R
un
0.00
MW
-6.3
9 M
var
6.39
MV
A
Car
ga D
oe R
un
11.9
9 M
W3.
94 M
var
12.6
2 M
VA
tr3
cobr
ii
12.0
2 M
W-0
.18
Mva
r12
.02
MV
A12
1.38
%
-11.
99 M
W-3
.94
Mva
r12
.62
MV
A12
1.38
%
0.00
MW
6.39
Mva
r6.
39 M
VA
121.
38 %
Red
Ext
erna
43.2
8 M
W29
.26
Mva
r0.
83
0.00
MW
0.00
Mva
r0.
00 M
VA
0.00
%
tr3
cam
_267
1
43.2
8 M
W29
.26
Mva
r52
.24
MV
A10
9.23
%
-43.
25 M
W-2
1.90
Mva
r48
.48
MV
A10
9.23
%
2.02
MW
0.66
Mva
r2.
13 M
VA
19Page
En la situación actual ya se tienen problemas de caída de tensión en la S.E. Cobriza II, por el crecimiento de la demanda en la carga de ELECTROCENTRO .
Así, En el flujo de carga del año 01 se produciría una caída de tensión (0.808 p.u.) en la barra Cobriza2 de 69 kV.
22-Sep-11www.snpower.com
CO
BR
2_69
50.0
850.
808
-22.
967
Car
ga E
LC
25.1
9 M
W8.
28 M
var
26.5
2 M
VA
Curva P-V en Cobriza I y II
1.10
1.00
0.90
DIg
SIL
EN
T
20Page22-Sep-11www.snpower.com
30.0026.0022.0018.0014.0010.00
0.80
0.70
Eje x: P-V-Curve: Total Load of selected loads in MWCOBR2_69: Tensión, Magnitud in p.u.COBRIZA1_69: Tensión, Magnitud in p.u.
62.000 26.580 MW 0.719 p.u.
P-V-Curve
Fecha: 23/08/2011
Anexo: /1
Análisis de Alternativas
Alternativa 1: Instalación de un transformador 230/69/10 kV de 25MVA, paralelo al transformador existente en Cobriza2. También, lainstalación de una línea de transmisión de 69 kV, con conductor AAAC120 mm2, entre las subestaciones Cobriza1 y Cobriza2, y la instalaciónde un banco de condensadores de 15 MVAR en la barra Cobriza2 de69 kV.
A P
ampa
s
(L-6
066)
3.00
MW
0.99
Mva
r
-12.
47 M
W-4
.10
Mva
r97
.87
%
Car
ga D
oe R
un
12.4
7 M
W4.
10 M
var
-41.
96 M
W-6
.18
Mva
r90
.46
%
21Page22-Sep-11www.snpower.com
15 MVAR
AAAC 120 mm2
25 MVA
CO
BR
IZA
1_69
64.7
961.
045
-6.5
15
CO
BR
II10
10.2
131.
021
8.64
9
CO
BR
II4.
16
4.19
51.
008
6.19
7
CO
BR
2_69
59.4
480.
959
-17.
220
CA
RM
I/220
A22
1.10
0
CA
RM
I/220
B22
1.10
01.
005
0.00
0
Com
p C
obriz
a2
-0.0
0 M
W-1
1.13
Mva
r
tr3
cam
_267
1(1)
12.5
1 M
W-4
.65
Mva
r97
.87
%
Lne Cobriz..27
.86
MW
0.45
Mva
r70
.74
%
-25.
26 M
W3.
68 M
var
70.7
4 %
tr3
cam
_267
1_2
21.0
9 M
W5.
22 M
var
90.3
9 %
-21.
00 M
W-2
.69
Mva
r90
.39
%
Lne L-6602
32.1
0 M
W7.
43 M
var
45.7
0 %
-30.
28 M
W-2
.04
Mva
r45
.70
%
Car
ga E
LC
43.0
3 M
W14
.14
Mva
r
Com
p D
oe R
un
0.00
MW
-10.
43 M
var
Car
ga D
oe R
un
Red
Ext
erna
63.0
8 M
W16
.49
Mva
r0.
97
0.00
MW
0.00
Mva
r0.
00 %
tr3
cam
_267
1
41.9
9 M
W11
.27
Mva
r90
.46
%
-41.
96 M
W-6
.18
Mva
r90
.46
%
Análisis de Alternativas
Alternativa 2: De idénticas condiciones a la Alternativa 1, peroconsiderando una sección de conductor AAAC 240 mm2 para la líneade transmisión entre las subestaciones Cobriza1 y Cobriza2.
A P
ampa
s
(L-6
066)
CO
BR
II4.1
6
4.19
51.
008
6.19
7
3.00
MW
0.99
Mva
r
tr3
cam
_267
1(1)
12.5
1 M
W-4
.65
Mva
r97
.87
%
-12.
47 M
W-4
.10
Mva
r97
.87
%
Lne Cobriz..
27.8
6 M
W0.
45 M
var
70.7
4 %
-25.
26 M
W3.
68 M
var
70.7
4 %
Lne L-6602
32.1
0 M
W7.
43 M
var
45.7
0 %
-30.
28 M
W-2
.04
Mva
r45
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%
Com
p D
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un
0.00
MW
-10.
43 M
var
Car
ga D
oe R
un
12.4
7 M
W4.
10 M
var
Red
Ext
erna
63.0
8 M
W16
.49
Mva
r
tr3
cam
_267
1
41.9
9 M
W11
.27
Mva
r90
.46
%
-41.
96 M
W-6
.18
Mva
r90
.46
%
22Page22-Sep-11www.snpower.com
15 MVAR
AAAC 120 mm2
25 MVA
CO
BR
IZA
1_69
64.7
961.
045
-6.5
15
CO
BR
II10
10.2
131.
021
8.64
9
CO
BR
2_69
59.4
480.
959
-17.
220
CA
RM
I/220
A22
1.10
0
CA
RM
I/220
B22
1.10
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005
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0
Com
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W-1
1.13
Mva
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6 M
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45 M
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70.7
4 %
-25.
26 M
W3.
68 M
var
70.7
4 %
tr3
cam
_267
1_2
21.0
9 M
W5.
22 M
var
90.3
9 %
-21.
00 M
W-2
.69
Mva
r90
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LC
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3 M
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Mva
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0.00
MW
-10.
43 M
var
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Ext
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63.0
8 M
W16
.49
Mva
r0.
97
0.00
MW
0.00
Mva
r0.
00 %
Análisis de Alternativas
Alternativa 3: Considera la instalación de una línea de transmisión de220 kV, entre las subestaciones Cobriza1 y Cobriza2, y la instalación deun transformador 220/69 kV de 50 MVA.
A P
ampa
s
(L-6
066)
CO
BR
IZA
1_69
CO
BR
II4.1
6
4.16
71.
002
15.2
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MW
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Lne L-6602
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62 M
var
21.3
2 %
-14.
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W-0
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Mva
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var
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ii
12.5
1 M
W-4
.50
Mva
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%
-12.
47 M
W-4
.10
Mva
r98
.53
%
Red
Ext
erna
59.1
7 M
W9.
64 M
var
0.99
tr3
cam
_267
1
18.2
4 M
W2.
66 M
var
39.4
1 %
-18.
21 M
W-1
.61
Mva
r39
.41
%
23Page22-Sep-11www.snpower.com
ACSR 592 mm2
50 MVA
64.0
141.
032
-2.9
50
CO
BR
II220
217.
939
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1-1
.455
CO
BR
II10
10.1
471.
015
17.7
14
CO
BR
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6
CO
BR
2_69
62.2
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CA
RM
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0.00
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RM
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0.00
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Tr2 COBRI2_220-69
40.8
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W14
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Mva
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%
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W-9
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LC
43.0
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Mva
r
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0.00
MW
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tr3
cobr
ii
12.5
1 M
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Mva
r
0.00
MW
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0 M
var
98.5
3 %
0.00
MW
0.00
Mva
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00 %
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cam
_267
1
18.2
4 M
W2.
66 M
var
Evaluación de alternativas
Costos de Costos de Explotación Costo Nombre Descripción Inversión (US$) (US$) Total
Alternativa Total OYM PERDIDAS (US$)
Alternativa 1 Línea 69 kV – 120 mm2 4,622,439 795,404 2,100,591 7,518,433
Alternativa 2 Línea 69 kV – 240 mm2 5,159,007 892,116 1,268,335 7,319,458
Alternativa 3 Línea 220 kV 9,098,808 1,556,400 168,558 10,823,766
24Page22-Sep-11www.snpower.com
Programa de Equipamiento y Plan de Inversiones
Año 2013:
•Banco de condensadores 50 kV, 5 MVAR en la subestación San Cristóbal y su celda de conexión. •Banco de condensadores 50 kV, 15 MVAR en la subestación San Antonio y su celda de conexión. •Línea de Transmisión en 50kV Oroya Nueva – Pachachaca, de 18 km de longitud, simple terna con conductor AAAC de 120 mm2 y sus celdas.•Línea de Transmisión en 69 kV Cobriza1 – Cobriza2, de 52 km de longitud, simple
25Page22-Sep-11www.snpower.com
AÑO INVERSIÓN (US$)
2013 4,845,840.55
2014 2,005,237.78
TOTAL (US$) 6,851,078.33
•Línea de Transmisión en 69 kV Cobriza1 – Cobriza2, de 52 km de longitud, simple terna con conductor AAAC de 240 mm2 y sus celdas.
Año 2014:
•Transformador 230/69/10 kV, 25 MVA en la subestación Cobriza1 y sus celdas.•Instalación de un banco de condensadores 69 kV, 15 MVAR en la subestación Cobriza2. y su celda.
22. sep. 2011
Contenido: �Criterios Generales:•Alcance del estudio•Metodología de Planeamiento
�Plan de Inversiones Área de SN POWER PERÚ S.A.22. sep. 2011
Por: Edson Hidalgo
�Plan de Inversiones Área de Demanda 05
�Plan de Inversiones Área de Demanda 06
Sistema de Transmisión A06
Las instalaciones de la es que es titular SN POWER en elÁrea de Demanda 06 se encuentra en el Distrito deParamonga, Provincia de Barranca, Departamento deLima, a una altitud aproximada de 20 msnm con elevadonivel de polución ocasionado por la industria de caña deazúcar de la zona.
Está conformado por 9.5 km de línea de transmisión en 138
27Page
Está conformado por 9.5 km de línea de transmisión en 138kV que une la S.E. Paramonga Nueva con la S. E.Paramonga Existente, la cual tiene una potencia instaladade 55 MVA compuesta por dos transformadores de 138 a13.8 kV para atender la demanda de las principales cargasde la zona (QUIMPAC, AIPSA Y EMSEMSA
Asimismo se cuenta con un Centro de Control de últimageneración y un sistema de telecomunicaciones que son elsoporte para las operaciones de la Empresa.
22-Sep-11www.snpower.com
Sistema de Transmisión A06
28Page22-Sep-11www.snpower.com
Proyección de la Demanda
La información básica de usuarios mayores (Formato F-115) se
ha tomado de los formatos presentados por EDELNOR, debido
a que los suministradores de usuarios mayores del área de
demanda 06 no han remitido información alguna, a pesar de
que se hizo el requerimiento formal.
29Page
que se hizo el requerimiento formal.
El suministrador ENERSUR, remitió información de sus clientes
QUIMPAC Y PANASA en los que se mantienen los consumos
actuales.
El suministrador EGENOR, no envió información
22-Sep-11www.snpower.com
Determinación del SER
30Page22-Sep-11www.snpower.com
En el horizonte de análisis no se presentan sobrecargas en los elementos de la red, ni violaciones a los límites de tensión aceptables en las barras de las subestaciones.
Preguntas, Comentarios
22-Sep-11
Gracias.
22-Sep-11
www.snpower.com