1CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
ESTUDIO TESTUDIO TÉÉCNICO ECONCNICO ECONÓÓMICO PARA FIJACIMICO PARA FIJACIÓÓN N DE PEAJES DEL SISTEMA DE TRANSMISIDE PEAJES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓÓN DE N DE
SOUTHERN PERUSOUTHERN PERU
AGOSTO 2008AGOSTO 2008
2CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
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OBJETIVOOBJETIVO
El objetivo del estudio es efectuar el planeamiento de los sistemas de transmisión, requerido para presentar al OSINERGMIN la propuesta de SOUTHERN PERÚ para la fijación de los peajes y tarifas para sus sistemas de transmisión actuales y futuros, de acuerdo a la Norma establecida por OSINERGMIN para este fin.
3CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
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ESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIESTUDIO DE MERCADO Y PROYECCIÓÓN DE N DE DEMANDADEMANDA
4CONSULTORES ASOCIADOS
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PROCEDIMIENTOPROCEDIMIENTOTeniendo en cuenta que el estudio comprende el análisis del sistema eléctrico de SOUTHERN PERU, la proyección de la demanda se ha efectuado teniendo en cuenta en primer lugar la información proporcionada por esta empresa, referente a sus planes de expansión futura y consiguiente requerimiento de demanda eléctrica.
Adicionalmente, se ha considerado la información relativa a la empresa Electrosur, la misma que toma carga desde las instalaciones de SOUTHERN PERU, para sus subestaciones de Moquegua e Ilo.
5CONSULTORES ASOCIADOS
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ANANÁÁLISIS DE LA DEMANDA ACTUALLISIS DE LA DEMANDA ACTUALEl análisis de la demanda actual del Sistema Eléctrico de SOUTHERN se efectúa en base a la información proporcionada para lo cual se realiza un análisis de la máxima demanda no coincidente, la máxima demanda coincidente con el SEIN y con la máxima registrada en SOUTHERN de cada Subestación (S.E.) que están dentro del sistema eléctrico. Dicha información fue la siguiente:
– Registros de la demanda cada 15 minutos de las SS.EE. que están dentro del sistema eléctrico de SOUTHERN PERU, correspondiente al periodo Enero – Diciembre del 2007.
– Registros de la demanda cada 15 minutos del sistema eléctrico de SOUTHERN PERU, correspondiente al periodo Enero – Diciembre del 2007.
– Diagrama Unifilar del sistema eléctrico de SOUTHERN PERU.
– Informe de Operación Anual N° COES SINAC-DEV-006-2008 (Operación Ejecutada – Año 2007) del COES SINAC.
– Consumo de energía por subestación del año 2007 de SOUTHERN
Con la información de los registros de demanda, se procedió a evaluar de forma mensual obteniéndose la hora y el día de ocurrencia de la máxima demanda de cada subestación.
6CONSULTORES ASOCIADOS
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ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC.
138 71,95 62,90 62,44 61,67 62,52 63,34 63,39 63,19 63,69 63,61 64,31 64,25 71,95
69 8,05 7,31 8,11 6,73 7,30 7,42 6,83 8,57 8,03 7,34 6,70 7,54 8,57
69 5,34 5,19 5,34 5,35 5,62 5,75 5,56 5,62 5,65 5,71 5,64 5,60 5,75
138 46,90 46,53 46,19 46,20 46,29 46,16 47,05 46,64 46,52 45,76 45,90 46,14 47,05
138 24,17 23,81 26,46 26,36 26,49 27,07 26,89 26,73 27,23 27,18 28,68 28,64 28,68
13,8 3,15 3,13 3,78 2,96 2,98 2,97 3,09 2,87 3,85 3,21 3,18 3,48 3,85
138 4,78 4,77 4,95 5,03 5,04 5,11 5,21 5,14 5,23 5,27 5,36 5,66 5,66
138 10,85 10,49 10,24 10,07 9,87 9,73 9,88 8,62 8,46 8,09 8,61 11,42 11,42
138 9,61 9,24 3,86 11,20 9,83 10,02 10,17 10,24 10,51 10,86 10,44 10,56 11,20
138 35,92 32,12 41,20 42,75 41,90 42,58 42,00 42,49 42,20 42,57 42,36 42,49 42,75
13,8 1,58 1,48 1,31 1,33 1,21 1,15 1,10 1,04 1,10 1,14 1,16 1,16 1,58
FUNDICIÓN
ILO1 - COQUINA
PUSH BACK
MILL SITE
ILO - ELS
REFINERÍA
LIXIVIACIÓN
QUEBRADA HONDA
MOQUEGUA - ELS
MÁXIMA DEMANDA NO COINCIDENTE POR SET - AÑO 2007
BARRA(kV)
MÁXIMA DEMANDA (MW) - MENSUAL M.D.ANUAL (MW)
SUBESTACIÓN
BOTIFLACA
7CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
No Coincidente
MW MW MVAR MW MVAR
138 71,95 62,39 29,27 62,35 29,61
69 8,57 2,15 -0,03 4,21 0,48
69 5,75 0,93 0,66 5,15 4,06
138 47,05 44,36 9,10 44,25 7,43
138 28,68 26,12 6,27 25,82 9,78
13,8 3,85 2,82 1,54 2,55 1,37
138 5,66 5,36 2,40 2,26 1,00
138 11,42 8,22 3,12 3,84 0,94
138 11,20 9,77 1,73 9,83 2,09
138 42,75 40,34 22,33 41,80 22,02
13,8 1,58 0,89 0,68 0,60 0,39(*) Corresponde al valor neto de demanda, ya que a la demanda total se le ha restado la potencia entregada por la Hidro de Cuajone
REFINERÍA
FUNDICIÓN
ILO1 - COQUINA
MÁXIMA DEMANDACoincidente con el
SEINCoincidente con la Max.
Dem. SPCC
LIXIVIACIÓN
QUEBRADA HONDA
MOQUEGUA - ELS
ILO - ELS
BOTIFLACA
PUSH BACK
MILL SITE
MÁXIMA DEMANDA POR SET - AÑO 2007
SUBESTACIÓN BARRA(kV)
(*)
8CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
REQUERIMIENTO DE DEMANDA DE REQUERIMIENTO DE DEMANDA DE SOUTHERN PERUSOUTHERN PERU
2 008 2 009 2 010
0,40 - 17,00
- - -
0,60 4,50 35,00
- - -
- - -
- - 8,00
- - 10,00
1,00 4,50 70,00
DEMANDA ADICIONAL DE SOUTHERN (MW)
TOTAL
REFINERÍA
FUNDICIÓN
AÑOS
LIXIVIACIÓN
QUEBRADA HONDA
SUBESTACIÓN
BOTIFLACA
PUSH BACK
MILL SITE
9CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
SUBESTACIÓN 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
PARQUE INDUSTRIAL 11,6 12,3 13,0 13,8 14,6 15,4 16,3 17,1 18,0 18,9 19,9 20,8 21,9 22,9 24,1 25,3 26,6 27,9 29,2 30,7 32,3
TACNA 15,2 16,1 17,0 18,1 19,0 20,1 21,2 22,3 23,5 24,7 26,0 27,2 28,6 30,0 31,5 33,1 34,7 36,4 38,2 40,2 42,3
TARATA 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,3 2,4 2,6 2,7 2,9 3,0 3,2 3,4
TOMASIRI 1,4 1,4 1,5 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,2 2,3 2,5 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,7 3,9 4,2 4,5
ILO 10,9 11,4 12,0 12,7 13,2 13,7 14,3 14,8 15,4 16,0 16,6 17,2 17,8 18,5 19,2 20,0 20,8 21,6 22,5 23,5 24,5
MOQUEGUA 5,1 5,5 5,9 6,3 6,7 7,1 7,5 7,9 8,3 8,7 9,1 9,5 9,9 10,3 10,7 11,2 11,6 12,0 12,5 12,9 13,3
YARADA 6,0 6,3 6,6 7,0 7,2 7,3 7,3 7,6 7,9 8,2 8,5 8,8 9,0 9,3 9,7 10,1 10,6 11,0 11,5 12,1 12,7
PROYECCION DE LA MÁXIMA DEMANDA (MW) NO COINCIDENTE DE LAS SUBESTACIONES DE ELECTROSUR S.A.
10CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
RESULTADOS OBTENIDOSRESULTADOS OBTENIDOS
11CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 202007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
138 62,39 62,79 62,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79 79,79
69 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15
69 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93 0,93
138 44,36 44,96 49,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46 84,46
138 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12 26,12
13,8 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82 2,82
138 5,36 5,76 6,16 6,57 6,97 7,39 7,82 8,22 8,62 9,04 9,45 9,88 10,31 10,74 11,19 11,63 12,08 12,53 12,98 13,43 13,88
138 8,22 8,84 9,46 10,09 10,71 11,34 12,01 12,61 13,24 13,87 14,51 15,16 15,82 16,49 17,17 17,86 18,55 19,24 19,92 20,62 21,30
138 9,77 9,77 9,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77 17,77
138 40,34 40,34 40,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34 50,34
13,8 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89
13,6 14,6 15,6 16,7 17,7 18,7 19,8 20,8 21,9 22,9 24,0 25,0 26,1 27,2 28,4 29,5 30,6 31,8 32,9 34,0 35,2
189,8 190,8 195,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3 265,3
203,3 205,4 210,9 281,9 283,0 284,0 285,1 286,1 287,1 288,2 289,2 290,3 291,4 292,5 293,6 294,8 295,9 297,0 298,2 299,3 300,4(*) Corresponde al valor neto de demanda, ya que a la demanda total se le ha restado una potencia de 5,66 MW entregada por la C.H. en la hora de coincidencia con el SEIN
TOTAL DEMANDA ELS
TOTAL DEMANDA SPCC
TOTAL
FUNDICIÓN
ILO1 - COQUINA
QUEBRADA HONDA
MOQUEGUA - ELS
ILO - ELS
REFINERÍA
BOTIFLACA
PUSH BACK
MILL SITE
LIXIVIACIÓN
PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE POR SUBESTACIONES CON EL SEIN (Periodo 2007-2027)
SUBESTACIÓN BARRA(kV)
AÑOS
(*)
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ANANÁÁLISIS DEL SISTEMA EXISTENTELISIS DEL SISTEMA EXISTENTE
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DESCRIPCIDESCRIPCIÓÓN DEL SISTEMA ELN DEL SISTEMA ELÉÉCTRICOCTRICO
El sistema eléctrico de SOUTHERN PERU tiene una configuración enmallada en 138 kVy es alimentada principalmente por la barra 138 kV de la Subestación Moquegua 220/138 kV, seguido de la barra 138 kV de la S.E. Ilo 1, que depende principalmente del despacho de generación de las centrales térmicas que programa el COES - SINAC. Adicionalmente es alimentado por las C.H. Aricota 1 y 2, mediante la LT 138 kVToquepala – Aricota 2.
Dicho sistema eléctrico alimenta a la totalidad de las cargas de SOUTHERN que se encuentran distribuidos en las subestaciones Botiflaca, Push Back, Mill Site, Quebrada Honda y Fundición, todas estas subestaciones se encuentran conectados directamente al anillo en 138 kV. Mientras que de forma radial se alimenta a Refinería y Lixiviación también en 138 kV.
La capacidad de transformación de las subestaciones de propiedad de SOUTHERN PERU es:
– S.E. Refinería = 44,8 MVA– S.E. Fundición = 140 MVA– S.E. Quebrada Honda = 7,5 MVA– S.E. Mill Site = 113,3 MVA– S.E. Lixiviación = 112 MVA– S.E. Botiflaca (138/13,8/6,9 kV) = 174 MVA– S.E. Botiflaca (138/69 kV) = 30 MVA
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PREMISAS Y CONSIDERACIONESPREMISAS Y CONSIDERACIONESPara los análisis, se considera la máxima demanda coincidente con el SEIN de las subestaciones de SOUTHERN PERU y Electrosur.
Para la potencia reactiva de las cargas se considera, para SOUTHERN PERU, que el factor de potencia se mantiene constante para todo el periodo 2007-2027, mientras que para Electrosur se considera un factor de potencia de 0,95 para todo el periodo en estudio.
Para el análisis del sistema eléctrico del año 2007, se considera el despacho de generación ejecutado por el COES – SINAC.
Se realizan análisis para los años 2007, 2009, 2012 y 2018.
A partir del año 2011, para el escenario analizado, se considera que ninguna unidad térmica de la C.T. Ilo 1 operará debido a el despacho de generación serán a través de unidades mas eficientes en el SEIN.
Se mantiene constante, para todos los años analizados, la producción de la CT Ilo 2 (a carbón) y de las CC.HH. Aricota 1 y 2.
Para todos los análisis efectuados, se mantiene la configuración y las instalaciones del sistema de transmisión existentes.
Se considera a la barra 220 kV de la S.E. Moquegua como barra swing, es decir, a tensión constante y potencia variable.
Para el análisis del año 2007, se mantiene la tensión de operación de 225 kV registrada en el momento de ocurrencia de la máxima demanda coincidente con el SEIN. Y para los demás años se considera una tensión de operación de 220 kV (1,0 p.u.).
Se modela un sistema eléctrico representativo de la Zona Sur del SEIN, la cual tiene influencia directa a las cargas de SOUTHERN.
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kV p.u. kV p.u. kV p.u.
220 220,00 1,000 220,00 1,000 220,00 1,000
138 138,69 1,005 140,64 1,019 140,35 1,017
138 136,54 0,989 137,21 0,994 136,80 0,991
69 68,25 0,989 68,59 0,994 68,38 0,991
138 136,84 0,992 136,57 0,990 135,97 0,985
69 68,15 0,988 68,01 0,986 67,71 0,981
MILL SITE 138 136,89 0,992 136,45 0,989 135,82 0,984
TOQUEPALA 138 136,94 0,992 136,53 0,989 135,88 0,985
QUEBRADA HONDA 138 136,93 0,992 135,17 0,979 134,45 0,974
ILO (ELS) 138 136,92 0,992 132,41 0,959 131,55 0,953
ILO 1 138 137,09 0,993 132,03 0,957 131,27 0,951
FUNDICIÓN 13,8 13,78 0,999 13,53 0,980 13,45 0,975
REFINERÍA 138 136,95 0,992 131,75 0,955 130,98 0,949
ARICOTA 2 138 138,69 1,005 138,26 1,002 136,94 0,992
NIVEL DE TENSIÓN POR BARRAS
SUBESTACIÓNTENSIÓN NOMINAL
(KV)
RESULTADOS DE FLUJO DE POTENCIACONDICIÓN DE OPERACIÓN NORMAL
MOQUEGUA
BOTIFLACA
PUSH BACK
2009 2012 2018
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2009 2012 201834,20 49,20 50,2014,20 24,60 25,5037,03 55,01 56,31
196,00 196,00 196,0018,9% 28,1% 28,7%35,40 50,90 51,9015,10 26,00 26,9038,49 57,16 58,46
160,00 160,00 160,0024,1% 35,7% 36,5%21,10 65,80 68,503,30 34,40 36,5021,36 74,25 77,62
130,00 130,00 130,0016,4% 57,1% 59,7%28,10 49,50 51,803,70 15,10 16,8028,34 51,75 54,46
100,00 100,00 100,0028,3% 51,8% 54,5%-3,40 -16,50 -18,403,70 -2,60 -4,105,02 16,70 18,8560,00 60,00 60,008,4% 27,8% 31,4%-4,30 -17,40 -19,303,30 -3,00 -4,505,42 17,66 19,8260,00 60,00 60,009,0% 29,4% 33,0%8,70 -6,40 -3,800,50 -6,00 -4,708,71 8,77 6,0460,00 60,00 60,0014,5% 14,6% 10,1%-0,80 -17,80 -18,90-2,10 -9,40 -9,602,25 20,13 21,2060,00 60,00 60,003,7% 33,5% 35,3%-3,80 -20,70 -21,900,80 -7,40 -7,703,88 21,98 23,2160,00 60,00 60,006,5% 36,6% 38,7%27,70 49,10 51,303,60 14,90 16,7027,93 51,31 53,9590,00 90,00 90,0031,0% 57,0% 59,9%48,00 66,20 63,3014,50 24,40 21,9050,14 70,55 66,9860,00 60,00 60,0083,6% 117,6% 111,6%-20,50 -17,80 -12,80-9,40 -9,90 -6,0022,55 20,37 14,1475,00 75,00 75,0030,1% 27,2% 18,8%
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
L-1026 :LT 138 KV TOQUEPALA - ARICOTA 2
MW
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
Factor Utiliza. (%)
L-1381 :LT 138 KV MOQUEGUA - BOTIFLACA
L-1383 :LT 138 KV MOQUEGUA - ILO 1
L-1384 :LT 138 KV MOQUEGUA - MILL SITE
L-1386/1 :LT 138 KV MILL SITE - PUSH BACK
L-1386/2 :LT 138 KV PUSH BACK - BOTIFLACA
L-1385/1 :LT 138 KV ILO 1 - ILO (ELS)
L-1385/2 :LT 138 KV ILO (ELS) - DER. QUEBRADA
HONDA
L-1382 :LT 138 KV MOQUEGUA - BOTIFLACA
MW
MW
MVAR
L-1025 :LT 138 KV MOQUEGUA - TOQUEPALA
L-1388 :LT 138 KV TOQUEPALA - MILL SITE
MW
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
MVA
Cap. Max. (MVA)
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MW
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MW
MVACap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MW
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MW
MVAR
L-1385/3 :LT 138 KV DER. QUEBRADA HONDA -
MILL SITE
MW
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MW
MVAR
Factor Utiliza. (%)
MVA
Factor Utiliza. (%)
MW
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
Factor Utiliza. (%)
MW
MVAR
MVA
Cap. Max. (MVA)
RESULTADOS DE FLUJO DE POTENCIACONDICIÓN DE OPERACIÓN NORMAL
DESCRIPCIÓNFLUJO DE POTENCIA POR LÍNEAS
17CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS
PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS
18CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
ALTERNATIVA ALTERNATIVA NN°° 1: Refuerzo en 138 KV y configuraci1: Refuerzo en 138 KV y configuracióón n PI a la alimentaciPI a la alimentacióón de la SET n de la SET IloIlo (ELS(ELS))
Está alternativa consiste en lo siguiente:
• Implementación de LT 138 kV Moquegua – Ilo 1 en simple terna de 56,61 km
• Implementación de una celda convencional de Línea en 138 kV en la SET Moquegua
• Implementación de una celda GIS de Línea en 138 kV en la SET Ilo 1
• Implementación de dos celdas GIS de línea en 138 kV en la SET Ilo (de propiedad de Electrosur)
19CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
LEYENDA:Instalaciones existentesInstalaciones Proyectadas
ALTERNATIVA N° 1
220 kV
138 kV
A SET ILO 2 A SET LOS HEROES
300 MVA ONAN300 MVA ONAN
HACIA SET BOTIFLACA
C.H. ARICOTA
TOQUEPALA 138 KV
A SET LIXIVIACIÓN
13.8 kV 13.8 kV
TT3P TT1P TT2P
33 MVA 40 MVA 40 MVA
CASA DE FZA.TOQUEPALACHANCADORA SECUNDARIAY TRAQNSFOEMADOR
CAMPAMENTOS
13.8 kVSET PUSH
BACK
SET ILO(ELS)
ILO
138 kV
A SET REFINERÍA
70 MVA 70 MVA
FUNDICIÓN
138 kV
13.8 kV
IT7 IT8
10.5 kV
MILL SITE 138 KV
25 MVA
SET MILL SITE
SET MOQUEGUA
SET ILO 1
SET QUEBRADAHONDA
L=28,04 km
L=36,70 km
AAAC - 46
9.6
56,61 km
AAAC - 30
0 mm2
56,61k
m
L=14,33 km
20CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
ALTERNATIVA ALTERNATIVA NN°° 2: Refuerzo a 2: Refuerzo a IloIlo 1 mediante la nueva SET 1 mediante la nueva SET IloIlo 3 en 220/1383 en 220/138
Está alternativa consiste básicamente en abrir una de las ternas de la LT 220 kV Ilo 2 – Montalvo, en el punto de intersección con la LT 138 kV Quebrada Honda – Ilo (ELS), e implementar una nueva SET en 220/138 kV. Para tal efecto se requiere lo siguiente:
– Implementación de la nueva SET Ilo 3, la cual se tendría que equiparse de lo siguiente: un transformador de 70 MVA en 220/138 kV, dos celdas convencionales de línea en 220 kV, una celda convencional de transformación en 220 kV y otra en 138 kV y tres celdas convencionales de línea en 138 kV.
– Implementación de LT 138 kV Ilo 3 – Ilo 1 en simple terna de 26 km.
– Implementación de una celda GIS de Línea en 138 kV en la SET Ilo 1
21CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
ALTERNATIVA ALTERNATIVA NN°° 2: Refuerzo a 2: Refuerzo a IloIlo 1 mediante la nueva SET 1 mediante la nueva SET IloIlo 3 en 220/1383 en 220/138
LEYENDA:Instalaciones existentesInstalaciones Proyectadas
ALTERNATIVA N° 2
220 kV
138 kV
A SET LOS HEROES
300 MVA ONAN300 MVA ONAN
HACIA SET BOTIFLACA
C.H. ARICOTA
TOQUEPALA 138 KV
A SET LIXIVIACIÓN
13.8 kV 13.8 kV
TT3P TT1P TT2P
33 MVA ONAN 40 MVA ONAN40 MVA ONAN
CASA DE FZA.TOQUEPALACHANCADORA SECUNDY TRAQNSFOEMADOR
CAMPAMENTOS
13.8 kVHacia SET
PUSH BACK
SET ILO(ELS)
138 kV
A SET REFINERÍA
70 MVA ONAN 70 MVA ONAN
FUNDICIÓN
138 kV
13.8 kV
IT7 IT8
10.5 kV
MILL SITE 138 KV
25 MVA
SET MILL SITE
SET MOQUEGUA
SET ILO 1
C.T. ILO 2
138 KV
220 KV
80 MVA
220 KV
SET QUEBRADAHONDA
SET ILO 3
L=14,33 km
L=11,67 km
L=50,79 km
L=28,04 km
L=5,0 km
L=21,0 kmAAAC 240 mm2
AAACE 240 mm2
L=20,0 km
L=52,45 km
22CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
EVALUACIEVALUACIÓÓN TN TÉÉCNICA DE LAS ALTERNATIVASCNICA DE LAS ALTERNATIVAS
Para la evaluación técnica de las alternativas se ha tenido en cuenta las siguientes premisas y consideraciones:
– Se realiza un análisis de flujo de potencia para el año 2018.
– Se modela el sistema eléctrico teniendo en cuenta la configuración actual del SEIN, incorporando las instalaciones previstas en cada alternativa.
– Se tiene en cuenta el criterio de confiabilidad N-1, para todas las alternativas.
– Se considera la proyección de la demanda de las SET de propiedad de SPCC.
– La proyección de la demanda de las SET de Electrosur.
– Se modela el sistema eléctrico teniendo en cuenta la configuración actual del SEIN, incorporando las instalaciones previstas en cada alternativa.
23CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
RESULTADOS OBTENIDOS DE FLUJO DE POTENCIARESULTADOS OBTENIDOS DE FLUJO DE POTENCIA
• De los resultados se concluye que todas las alternativas son técnicamente factibles de implementarse, debido a que los niveles de tensión están dentro de los niveles establecidos en la NTCSE y las líneas y transformadores no presentan sobrecargas, tanto para la condición de operación normal y en contingencias.
• Teniendo en cuenta que para el año 2010 ingresarán las cargas adicionales de SPCC, resulta importante que para dicho año ya estén implementadas las instalaciones propuestas.
24CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
ANANÁÁLISIS ECONLISIS ECONÓÓMICO DE LAS ALTERNATIVASMICO DE LAS ALTERNATIVAS
De acuerdo con la valorización de costos de las alternativas, efectuada con la utilización de los costos de inversión y de COYM establecidos por el OSINERGMIN, se obtiene que la alternativa de mínimo costo es la No. 1.
25CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
INSTALACIONES CONSIDERADAS PARA EL PEAJE
LEYENDAINSTALACIONES DE SPCCINSTALACIONES DE ELS
MILL SITE 138 KV
QUEBRADA HONDA 138 KV
ILO 1 138 KV
ILO 138 KV
AA
AC
283
,7 m
m2
L =
14,3
3 km
AA
AC
283
,7 m
m2
L =
36,7
5 km
AA
AC
283
,7 m
m2
L =
28,0
4 km
26CONSULTORES ASOCIADOS
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EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
OSINERGMIN F-301VALORIZACIÓN DE INVERSIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR: ILO (ELS) - QUEBRADA ONDA (SPCC)
TITULAR : SOUTHERN AÑO(s) 2007
NOMBRE DE LÍNEA TENSIÓN Nro LONGITUD VALORIZACIÓN TOTAL
CÓDIGO TRAMO TITULAR NOMINAL DE TERNAS (Km.) MÓDULO TRAMO
S.E Inicio S.E Llegada (kV) M.N M.E ALUMINIO COBRE US$
LÍNEAS MATLINEAS1MAT1 1,00 SOUTHERN 138,0 kV 1,00 28,04 LT-138COR0PMS0C1300A 702.481 386.737 286.410 - 1.375.629 LINEAS1MAT2 1,00 SOUTHERN 138,0 kV 1,00 36,75 LT-138COR0PMS0C1300A 920.691 506.869 375.377 - 1.802.937 LINEAS1MAT3 1,00 SOUTHERN 138,0 kV 1,00 9,33 LT-138COR0PMS0C1300A 233.743 128.683 95.300 - 457.725 LINEAS1MAT4 2,00 SOUTHERN 138,0 kV 1,00 5,00 LT-138COR0PMS0C5300A 123.968 68.962 47.842 - 240.772
1.980.883 1.091.251 804.929 - 3.877.063
TOTAL 1.980.883 1.091.251 804.929 - 3.877.063
SE ILO (ELS) - SE ILO 1 SE ILO (ELS) - SE ILO 1
SE MILL SITE - SE QUEBRADA HONDASE QUEBRADA HONDA - SE ILO (ELS)
27CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
CCÁÁLCULO DE PEAJES Y FLCULO DE PEAJES Y FÓÓRMULAS RMULAS DE ACTUALIZACIDE ACTUALIZACIÓÓNN
28CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
28
Para cada Área de Demanda el CMA se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 años.
Donde:
PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWhCMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios, expresado al 30 de
abril de cada año, en miles S/.α : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que la sustituyaβ : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, según
β = (1 + α ) 1/12 – 1
n : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 añosDj : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWhi : Índice de variación del año j : Índice de variación del mes
El cálculo se efectúa para cada uno de los siguientes componentes, según el nivel de tensión: Red MAT, Transformación MAT/AT, Red AT y Transformación AT/MT.
CALCULO DEL PEAJE UNITARIO
29CONSULTORES ASOCIADOS
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RESULTADOS OBTENIDOSRESULTADOS OBTENIDOSOSINERGMIN F-514
COSTOS ANUALES US$
SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:
VP 2009 2010 2011 2012 2013
TITULAR 1 T1TRANSPORTE MATCosto de inversión CI 5,050,621.98 5,656,696.61 6,335,500.21 7,095,760.23 7,947,251.46Anualidad del CI 2,906,881.91 627,002.69 702,243.01 786,512.17 880,893.63 986,600.86COYM 798,467.48 172,226.21 192,893.35 216,040.56 241,965.42 271,001.27Costo Medio Anual CMA 3,705,349.39 799,228.89 895,136.36 1,002,552.73 1,122,859.05 1,257,602.14 - IT totalTRANSFORMACION MAT/ATCosto de inversión CI 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Anualidad del CI 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00COYM 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Costo Medio Anual CMA 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - IT totalTRANSPORTE ATCosto de inversión CI 268,555.49 300,782.15 336,876.01 377,301.13 422,577.26Anualidad del CI 154,566.92 33,339.46 37,340.20 41,821.02 46,839.54 52,460.29COYM 42,456.72 9,157.74 10,256.67 11,487.47 12,865.97 14,409.88Costo Medio Anual CMA 197,023.64 42,497.20 47,596.87 53,308.49 59,705.51 66,870.17 - IT totalTRANSFORMACION AT/MTCosto de inversión CI 324,303.13 1,451,836.34 1,626,056.70 1,821,183.51 2,039,725.53Anualidad del CI 634,190.05 40,260.18 180,236.27 201,864.63 226,088.38 253,218.99COYM 174,200.45 11 058.74 49 507.62 55 448.53 62 102.36 69 554.64Costo Medio Anual CMA 808,390.49 51 318.91 229 743.89 257 313.16 288 190.74 322 773.63 - IT total
30CONSULTORES ASOCIADOS
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OSINERGMIN F-515PEAJE (PU) POR NIVEL DE TENSION
AREA DE DEMANDA: Tipo de Cambio: 2.851 S/. / US$
TITULAR 1 VP CI VP COyM -VP IT PEAJE ANUAL VP ENERGIA PU PU ACUMUL.Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctmsS/./kWh ctmsS/./kWh
Transporte MAT 8,287.52 2,276.43 10,563.95 0.00 0.00
Transformación MAT/AT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Transporte AT 440.67 121.04 561.71 304 274.27 0.1846 0.1846
Transformación AT/MT 1 808.08 496.65 2 304.72 304 274.27 0.7574 0.9421
31CONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOSCONSULTORES ASOCIADOS
EN INGENIERÍA Y SERVICIOS
FACTORES DE ACTUALIZACION DE LOS CMA Y PEAJES
Sistema Eléctrico a Remunerar:
SSTDVALOR PRESENTE
Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total
Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.Transporte MATTransformación MAT/ATTransporte ATTransformación AT/MT
TOTALCOEFICIENTES
Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total
Transporte MAT 1,00 Transformación MAT/AT 1,00 Transporte AT 1,00 Transformación AT/MT 1,00
TOTAL 1,00
OTROS TIPOS DE SISTEMASVALOR PRESENTE
Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total
Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.Transporte MAT 2.332,63 6.510,72 1.720,60 0,00 10.563,95Transformación MAT/AT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Transporte AT 278,68 283,03 0,00 0,00 561,71Transformación AT/MT 1.333,30 971,42 0,00 0,00 2.304,72
TOTAL 3.944,61 7.765,18 1.720,60 0,00 13.430,39COEFICIENTES
Partes Procedencia Procedencia Aluminio CobreExtranjera Nacional Total
Transporte MAT 0,2208 0,6163 0,1629 0,0000 1,0000Transformación MAT/AT 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000Transporte AT 0,4961 0,5039 0,0000 0,0000 1,0000Transformación AT/MT 0,5785 0,4215 0,0000 0,0000 1,0000
TOTAL 0,2937 0,5782 0,1281 0,0000 1,0000