CSF Sunny

Estudios Eléctricos Galoc EIRL

Estudio de Pre Operatividad “Central Solar Fotovoltaica Sunny 204 MW” Resumen Ejecutivo (RE)

5

17/05/2022 APROBACIÓN EEGALOC EEGALOC

HGM

4

11/11/2021 APROBACIÓN EEGALOC EEGALOC

HGM

3 2 1

30/07/2021 APROBACIÓN EEGALOC EEGALOC 24/02/2021 APROBACIÓN EEGALOC EEGALOC 19/02/2021 APROBACIÓN EEGALOC EEGALOC

HGM HGM HGM

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EEG-020-2020-KLP_RE EPO CSF Sunny

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Parte 01: Resumen Ejecutivo Revisión: 5 Fecha: 17/05/2022

Estudio de Pre Operatividad Central Solar Fotovoltaica Sunny 204 MW Parte 01: Resumen Ejecutivo (RE) Índice General 1.

2.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 4 1.1.

ANTECEDENTES ........................................................................................................ 4

1.2.

OBJETIVOS ................................................................................................................ 5

1.3.

ALCANCES ................................................................................................................. 5

1.4.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y ELECTRICA DEL PROYECTO ........................................... 5

1.5.

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES DEL PROYECTO .................................... 9

1.6.

AÑO DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL.......................................................... 9

RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL................................................................... 10 2.1.

DISEÑO PRELIMINAR Y POTENCIA ESTIMADA ........................................................ 10

2.2.

PANEL FOTOVOLTAICO ........................................................................................... 10

2.3.

ESTRUCTURA PORTANTE ........................................................................................ 11

2.4.

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ............................................................................. 12

Modelamiento de los inversores ....................................................................................................... 14 3.

RESUMEN DE LA INGENIERÍA DEL PROYECTO ............................................................................... 17 3.1.

SUBESTACIÓN SUNNY ............................................................................................. 17

3.2.

AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN SAN JOSÉ ......................................................... 18

3.3.

Parámetros del transformador de potencia ........................................................... 18

3.4.

Parámetros eléctricos de la línea de interconexión Sunny – San José de 220 kV .. 19

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4.

5.

Parte 01: Resumen Ejecutivo Revisión: 5 Fecha: 17/05/2022

CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS ELECTRICO .................................................................................... 20 4.1.

CORTOCIRCUITO ..................................................................................................... 31

4.2.

CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA .............................. 32

4.3.

CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS ............ 37

4.4.

Lista de Equipos y Características técnicas:............................................................ 39

ANEXOS.......................................................................................................................................... 41

Índice de Figuras Figura 1. Localización por Provincias ............................................................................................... 5 Figura 2. Ubicación geográfica de la CSF Sunny (Google Earth) ............................................... 7 Figura 3. Ubicación del Proyecto y área de influencia (Configuración: Año 2024) ................... 8 Figura 5. Datos técnicos de los Paneles Solares (CanadianSolar Hiku CS3W 400P) para el Proyecto ............................................................................................................................................... 10 Figura 5. Curva tensión-tiempo del sistema que los inversores tendrán que soportar sin desconexión ........................................................................................................................................ 13 Figura 6. Frame del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT ........................ 14 Figura 7. ElmComp del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT .................. 15 Figura 8. Protecciones propias del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT ............................................................................................................................................................... 15 Figura 9. Ajustes del lazo de control del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT ........................................................................................................................................... 16 Figura 10. Detalle de la canalización subterránea ....................................................................... 19

Índice de Tablas Tabla 1. Coordenadas del Proyecto.................................................................................................. 6 Tabla 2. Coordenadas del Proyecto CSF Sunny (área azul) ........................................................ 6 Tabla 3. Coordenadas del Proyecto CSF Continua (área amarilla) ............................................. 7 Tabla 4. Niveles de Aislamiento ......................................................................................................... 9 Tabla 5. Características del Proyecto ............................................................................................. 10 Tabla 6. Datos técnicos del inversor Gamesa Electric PV 3400 ................................................ 12 Tabla 7. Tolerancias de Frecuencia de la CGNC (PR-20 COES) .............................................. 13 Tabla 8. Parámetros eléctricos de los transformadores de 33/0,6/0,6 kV ................................ 16 Tabla 9. Parámetros del transformador de potencia 220±10x1/33 kV de la S.E. Sunny........ 18 Tabla 10. Características del conductor XLPE Cu de 630 mm2 de 220 kV ............................. 19 Tabla 11. Parámetros de la línea Sunny– San José de 220 kV ................................................. 19

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Estudio de Pre Operatividad

Parte 01: Resumen Ejecutivo

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Estudio de Pre Operatividad

Central Solar Fotovoltaica Sunny 204 MW Resumen Ejecutivo (RE) 1. INTRODUCCIÓN 1.1. ANTECEDENTES Kallpa Generación S.A. (en adelante, “Kallpa”), es una empresa peruana dedicada a la generación de energía eléctrica, enfocada a la operación y mantenimiento de activos y en el desarrollo de proyectos de generación eléctrica en el territorio peruano. Kallpa viene desarrollando el diseño, ingeniería, instalación, operación y mantenimiento de una futura Central Solar Fotovoltaica ubicada en el departamento de Arequipa, en adelante la “Central Solar Fotovoltaica Sunny”. En el Reglamento de Transmisión del Perú aprobado por el Decreto Supremo Nº 027 2007 EM, publicado en el Diario Oficial El Peruano el 17 de mayo del 2007 y los artículos 37° y 66° del Reglamento de la Ley de Concesiones modificados por Decreto Supremo N° 076-2009-EM, establece que los titulares de las nuevas instalaciones que se conecten al sistema de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), previamente deben elaborar y presentar al COES un estudio de Pre Operatividad y Operatividad. La empresa Kallpa Generación S.A. ha contratado a la empresa Estudios Eléctricos Galoc EIRL para la elaboración del Estudios de Pre Operatividad para la generación Central Solar Fotovoltaica Sunny de 204 MW. La Central Solar Fotovoltaica Sunny se conectará a la barra de 220 kV de la S.E. San José por intermedio de una línea de transmisión Sunny – San José de 220 kV de una longitud de 1.36 km. La conexión del Proyecto al SEIN se prevé para el primer semestre del año 2024.

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1.2. OBJETIVOS Presentar la descripción técnica del Proyecto “Central Solar Fotovoltaica Sunny” y presentar las conclusiones de los estudios eléctricos que permita la interconexión del Proyecto al SEIN. 1.3. ALCANCES En el presente documento se incluye: ▪

Generalidades: Antecedentes, ubicación (con las coordenadas UTM WGS 84 de líneas y subestaciones), características eléctricas generales del proyecto (niveles de aislamiento, capacidad de cortocircuito, niveles de tensión, etc.)

▪

Descripción de las instalaciones construidas: subestaciones, líneas de transmisión, sistemas de compensación, sistemas de protección, comunicaciones, etc.

▪

Conclusiones de los Estudios Eléctricos del Sistema Proyectado.

▪

Conclusiones de los Estudios de Diseño del Sistema Proyectado.

▪

Unifilar del Sistema Proyectado.

1.4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y ELECTRICA DEL PROYECTO La Central Solar Fotovoltaica Sunny 204 MW, se ubicará geográficamente en el departamento de Arequipa, provincia de Arequipa, distrito de La Joya (ver Figura 1), la cual se conectará al sistema en la S.E. San José por medio de una línea de transmisión (Sunny – San José) de 220 kV de 1.36 km.

Figura 1. Localización por Provincias Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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El área total de ubicación del proyecto queda definida aproximadamente por los vértices que se muestran en la Tabla 1, los paneles solares del proyecto Sunny se encuentran delimitados por los vértices que se muestran en la Tabla 2. Sin embargo dentro del área de influencia se encuentra desarrollándose el proyecto “CSF Chachani de 100 MW” a cargo de la empresa Continua, las coordenadas de la CSF Chachani se obtuvieron del estudio de impacto ambiental cuyas especificaciones técnicas se encuentran en el informe N° 0289-2018-SENACE-JEF/DEAR aprobada por la Dirección de Evaluación Ambiental para Proyectos de Recursos Naturales y Productivos del servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles - SENACE mediante resolución N° 066-2018-SENACE-JEF/DEAR de fecha 15 de mayo de 2018 (cuyo proyecto ya tiene la Concesión definitiva), la cual se muestra en la Tabla 3, las coordenadas se encuentran en UTM. En la Figura 2 se muestra la Central Solar Fotovoltaica Sunny. Tabla 1. Coordenadas del Proyecto Cuadro de Coordenadas UTM VÉRTICE

ESTE (m)

SUR (m)

A

199839.37

8154057.09

B

202523.72

8152211.85

C

198226.73

8149832.14

D

196605.30

8152011.55

Tabla 2. Coordenadas del Proyecto CSF Sunny (área azul) Cuadro de Coordenadas UTM

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VÉRTICE

ESTE (m)

SUR (m)

1

199617.72

8153916.61

2

200661.49

8152920.40

3

200621.67

8152623.30

4

199622.00

8152606.00

5

199559.84

8151426.87

6

199066.90

8151413.74

7

199054.84

8151625.99

8

197814.78

8151603.51

9

197816.41

8150613.99

10

198543.73

8150594.46

11

198680.91

8150395.07

12

198680.59

8150091.97

13

198223.38

8149837.08

14

196641.89

8151988.97

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Tabla 3. Coordenadas del Proyecto CSF Continua (área amarilla) Cuadro de Coordenadas UTM – WGS84 19 SUR VÉRTICE

ESTE (m)

NORTE (m)

P01

199823.20

8152592.20

P02

199826.06

8152562.20

P03

200839.49

8152592.20

P04

200839.49

8151332.15

P05

200235.88

8151332.15

P06

200235.88

8151056.57

P07

199050.36

8151056.57

P08

199050.36

8150780.99

P09

198454.63

8150780.99

P10

198571.81

8150591.14

P11

19852.24

8150591.14

P12

198466.43

8150621.81

P13

197823.24

8150621.81

P14

197823.23

8151598.06

P15

197864.41

8151621.73

P16

199050.40

8151621.73

P17

199050.36

8151346.15

P18

199580.08

8151346.15

P19

199580.08

8151621.73

P20

199823.22

8151621.73

Proyecto CSF Sunny Proyecto CSF Continua

Figura 2. Ubicación geográfica de la CSF Sunny (Google Earth) Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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El diagrama unifilar del Sistema Eléctrico del punto de conexión se presenta en el Anexo A, la misma que de forma simplificada se muestra en la Figura 3. Se considera para nuestro estudio los proyectos C.H. Lluclla, CSF San José y CSF Continua Energía, que se encuentran con EPO’s aprobados y publicados en la página del COES.

S.E. MONTALVO AUT AUT -5671 3X(250/250/42) MVA

L-5037 (138 km)

CSF San José CH Lluclla (179.5 MW) (319 MW)

S.E. MONTALVO

REL 5681 130 MVAR

L-5035 (97.7 km)

S.E. SAN JOSE AUT ATXF-001 600 MVA

REL 5984 50 MVAR

AUT ATXF-002 600 MVA

S.E. YARABAMBA

L-5038 (57.8 km)

L-5036 (138 km)

R-30 3x75 MVAR

R-31 3x50 MVAR

L-5033 (454.4 km)

23.6 kV

L-2076

S.E. San Luis

L-2075 (2 km )

(1.36 km )

L-2071

L-2070 (28.48 km )

S.E. SAN JOSE

S.E. PUERTO BRAVO

S.E. San Carlos MVAR -105/+350 SVC-5931

CSF Continua (460 MW)

33 kV

CSF Sunny 204 MW

XC-6 -j85.49Ω 1.62 kA R-34 3x57 MVAR

L-5034 (271.0 km)

BCS 5482 -j59.5Ω 1.155 kA

Leyenda 500 kV

BCS 5484 -j29.9Ω 1.155 kA REB 5450 100 MVAR

REL 5383 130 MVAR

S.E. POROMA

REL 5481 130 MVAR

REL 5483 130 MVAR

S.E. OCOÑA

220 kV 33 kV

Proyecto

Figura 3. Ubicación del Proyecto y área de influencia (Configuración: Año 2024)

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1.5. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES DEL PROYECTO Niveles de Tensión y aislamiento De acuerdo con los resultados del análisis de coordinación de aislamiento y con lo especificado en el código nacional de electricidad, en función del nivel de tensión de la red se han definido los siguientes niveles de aislamiento: Tabla 4. Niveles de Aislamiento Descripción

Valor asignado Valor asignado

Tensión nominal

220kV

33kV

Tensión más elevada de la red

242kV

36kV

Tensión asignada del material

245kV

34.5kV

1050kVp

170kVp

60 Hz

60 Hz

Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo Frecuencia asignada

Capacidad de Cortocircuito El nivel de cortocircuito dentro de la planta Sunny es: Barra de 220 kV :

40 kA

Barra de 33 kV :

31.5 kA

1.6. AÑO DE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL La puesta en operación comercial de la CSF Sunny está prevista para primer semestre el año 2024.

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2. RESUMEN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL A continuación, se resumen las características de las CSF Sunny. 2.1. DISEÑO PRELIMINAR Y POTENCIA ESTIMADA En la siguiente tabla se adjuntan las características de la CSF Sunny de 204 MW Tabla 5. Características del Proyecto Resumen CSF Sunny (204 MW) Potencia Nominal Potencia Pico estimada Número de módulos fotovoltaicos

204 MW 204.349 MWp 612 000

Potencia de los módulos (Wp)

400

Número de inversores

68

Número de Centros de Transformación

34

Inclinación de la estructura (grados)

20

Configuración Eléctrica de los Inversores Módulos en serie por cada string

30

Strings en paralelo por inversor

300

2.2. PANEL FOTOVOLTAICO Los datos técnicos de los paneles solares se muestran en la siguiente figura.

Figura 4. Datos técnicos de los Paneles Solares (CanadianSolar Hiku CS3W 400P) para el Proyecto Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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2.3. ESTRUCTURA PORTANTE Se ha buscado la forma más sencilla de llevar a cabo la instalación en cuanto a tiempo y a mantenimiento de la misma a lo largo de los años. Para ello se ha planteado una estructura de sujeción de módulos estándar y testada en otras instalaciones fotovoltaicas. Las estructuras de los soportes para los módulos fotovoltaicos serán de tipo Horizontal con seguidor de eje simple. Los Módulos fotovoltaicos se instalarán por medio de brazos articulados accionados por un motor eléctrico a la barra de torsión que hace funcionar el sistema seguidor. La configuración considerada para el Proyecto se basa en módulos montados en posición vertical con fundaciones hincadas para soportar el eje seguidor simple. Las estructuras serán diseñadas de acuerdo con el análisis estático y dinámico utilizando las cargas de vientos establecidas por las normas nacionales y el estándar IEC aplicable a las instalaciones solares. - Todos los perfiles metálicos que conforman la estructura tienen la marca CE de aceros procedentes de la fábrica. - HIASA o similar será el encargado de la fabricación y diseño de la estructura que posee los certificados estándares internacionales ISO 9000, controlado por BVQI. Y certificados ISO 14000. - El sistema de estructura diseñada se compone de perfiles conformados en frío. Todos los elementos estructurales están unidos mediante tornillos, no existiendo ninguna soldadura en la estructura. La calidad del material base es S 275 JR/S355JR. - En obra no se realizarán soldaduras para evitar eliminar la protección de zinc que durante el proceso de galvanización adquieren los elementos. - Se asume que la fijación de la estructura al suelo se realizará mediante hincado (proceso por el cual las estructuras son fijadas a presión) de 1,5m (100% de las estructuras) El diseño final se ajustarán una vez realizado el estudio geotécnico. - Todos los elementos que conforman la estructura, así como la tornillería se suministrarán galvanizados en caliente por inmersión según norma UNE-EN ISO 1461. - Garantía de fabricación de 5 años. Garantía anticorrosión de 10 años. - La distancia entre el inicio de una estructura utilizada y la consiguiente será de 6 m (eje N-S).

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2.4. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Los centros de transformación (CTs) serán de tipo interior metálico y albergarán los equipos encargados de agrupar, transformar y elevar la tensión de los sub-campos fotovoltaicos. La CSF Sunny contará con 34 centros de transformación de 6 MW de potencia nominal cada centro de transformación irá provisto de un transformador de MT de 6.6/3.3/3.3 MVA y celdas de MT para un sistema de 33 kV. La acometida a los centros será subterránea tanto en la entrada de las diferentes líneas colectoras de CC procedentes del generador fotovoltaico como en la salida en MT hacia la SE Sunny. Los centros de transformación incluirán al menos, los siguientes componentes: •

Dos (2) inversores fotovoltaicos tipo Gamesa Electric PV 3400U

•

Un (1) transformador de 6.6/3.3/3.3 MVA y de relación de transformación 33/0.6/0.6 kV.

•

Un conjunto de celdas de MT de 33kV de aislamiento en gas tipo SafePlus con configuración CCV.

•

Transformadores de servicios auxiliares

2.4.1. Inversor Los inversores se ubicarán en los centros de transformación (containers) prefabricados, las características del inversor se muestran en la siguiente tabla Tabla 6. Datos técnicos del inversor Gamesa Electric PV 3400 Código

PV 3400U

.Input (DC) Max. DC voltage

1500 V

Min. DC voltage

835 V

DC voltage range for nominal power

835 – 1300 V

Max. DC current

2x2070 A

Output (AC) Nominal AC power (at 77°F)

3420 kVA

Nominal AC power (at 122°F)

3300 kVA

AC Power Frequency

50/60 Hz

THD

< 1%

Efficiency

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Código

PV 3400U

Inverter Max. efficiency / Inverter European efficiency

99.0 % / 98.8 %

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El inversor que se instalará cumplirá con las exigencias establecidas en el Procedimiento Técnico del COES Nro. 20. (PR-20). Los inversores operarán a una frecuencia nominal igual a 60 Hz. No obstante, estos inversores operarán en un rango de frecuencia que oscila entre 57,0 Hz y 62,0 Hz, tal y como se muestra en la Tabla 8. Asimismo, la CGNC deberá permanecer conectada incluso ante cambios de frecuencia con gradientes de hasta ±2 Hz por segundo. Tabla 7. Tolerancias de Frecuencia de la CGNC (PR-20 COES) Frecuencia

Tiempo Mínimo sin Disparo

f < 57 Hz

0,30 s

57 Hz ≤ f < 57,8 Hz

10 s

57,8 Hz ≤ f < 58,4 Hz

30 s

58,4 Hz ≤ f < 59,4 Hz

30 min

59,4 Hz < f ≤ 60,6 Hz

Operación Continua

60,6 Hz < f ≤ 61,6 Hz

30 min

61,6 Hz < f ≤ 62,0 Hz

30 s

f > 62,0 Hz

0,3 s

Los inversores serán capaces de permanecer conectados al SEIN con los perfiles de magnitud y duración del hueco de tensión, mostrados en la figura 5.

Figura 5. Curva tensión-tiempo del sistema que los inversores tendrán que soportar sin desconexión Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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Modelamiento de los inversores Tal como lo menciona el PR-20 del COES el objetivo es verificar de manera simplificada el comportamiento de la CENTRAL RER, en el Punto de Conexión, ante los “huecos de tensión” de la zona del proyecto, provocados por fallas en el sistema de transmisión. Para ello, se podrá utilizar un modelo típico para los controladores de la central RER. Por lo tanto, en esta etapa se considera inversores Gamesa Electric. En la Figura 6, 7, 8 y 9 se muestran los ajustes del sistema de control de los inversores. Los ajustes finales serán establecidos en el Estudio de Operatividad según información del fabricante.

Figura 6. Frame del inversor Gamesa Electric considerado en el DIgSILENT

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Figura 7. ElmComp del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT

Figura 8. Protecciones propias del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT

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Figura 9. Ajustes del lazo de control del inversor Gamesa Electric considerado en el DigSILENT

2.4.2. Transformador Elevador Para adecuar el nivel de tensión de salida del inversor, de BT a MT, la Central contará con transformadores de 6.6/3.3/3.3 MVA para elevar la tensión a 33 kV, cada transformador tendrá las siguientes características: Tabla 8. Parámetros eléctricos de los transformadores de 33/0,6/0,6 kV Rel. de Transformación y Potencia Ubicación

Sunny

Impedancias (%)

Regulación de Tensión

Prim. (kV)

Sec. (kV)

Ter. (kV)

Grupo Conexión

S (MVA)

Tipo

Variación Tap (%)

T. Máx. (%)

T. Mín (%)

Vcc (P-S)

Vcc (P-T)

Vcc (S-T)

33

0.6

0.6

D0y1y1

6.6/3.3/3.3

Fija

2,5

2

-2

6.40%

6.40%

3.20%

2.4.3. Celdas de media tensión Cada estación transformadora albergará celdas de MT que incorporarán los equipos necesarios de maniobra y protección. Cables de energía: Para el presente estudio estamos considerando cables de energía de 33 kV de 300 y 400 mm2 de Cu.

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3. RESUMEN DE LA INGENIERÍA DEL PROYECTO 3.1. SUBESTACIÓN SUNNY La configuración de la subestación será de línea transformador en 220 kV y un sistema de 33 kV para conexión de la CSF Sunny. ▪ Nivel de 220 kV: Una posición de línea-transformador formada por los siguientes elementos -

Dos (2) pararrayos con contadores de descarga

-

Dos (2) transformador de tensión

-

Un (1) seccionador de línea con puesta a tierra

-

Un (1) juego de tres transformadores de corriente

-

Un (1) interruptor

-

Un (1) seccionador tripolar sin cuchillas de puesta a tierra

-

Un (1) Terminal de Exterior

▪ Un (1) transformador de potencia de 220/33 kV, 240 MVA, conexión YNd5 y con regulación de tensión bajo carga. ▪ Nivel de 33 kV: Se ha optado por una configuración de simple barra Una (1) celda de conexión de transformador compuesta por: -

Un (1) seccionador de tres posiciones

-

Un (1) Interruptor

-

Un (1) juego de tres transformadores de corriente

Una (1) celda de conexión de transformador de servicios auxiliares compuesta por: -

Un (1) seccionador de tres en carga

-

Un (1) fusible

Siete (7) celda de conexión de transformador compuesta por: -

Un (1) seccionador de tres posiciones

-

Un (1) Interruptor

-

Un (1) transformador de corriente

-

Un (1) transformador de tensión en barras de 33 kV

Una (1) celda de conexión de transformador Zig-Zag compuesta por: -

Un (1) seccionador de tres posiciones

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-

Un (1) Interruptor

-

Un (1) transformador de corriente

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3.2. AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN SAN JOSÉ El proyecto de ampliación de esta subestación propone la implementación de la barra de 220 kV y una celda para la llegada de la línea de la CSF sunny, el equipamiento de la celda es: -

Dos (2) seccionadores de barras

-

Un (1) interruptor tipo tanque muerto con transformadores de corriente en el Busshing

-

Un (1) un seccionador de línea con PAT tipo operación vertical

-

Un (1) Pararrayo con contador de descarga

-

Un (1) Transformador de tensión

-

Un (1) Terminal de Exterior

En el acoplamiento de 220 kV, siempre y cuando se registre sobrecarga con el ingreso del Proyecto, el cual se validará en el Estudio de Operatividad, en reemplazo a los existentes se implementarán los siguientes equipos: •

Un (01) interruptor de potencia del tipo tanque muerto en SF6 de 245 kV, 4000 A, 63 kA, 1050 kVp-BIL con apertura uni – tripolar, con transformadores de corriente tipo toroidal montado en bushings al ingreso de 4000/5/5 A, C800, 0.3.

•

Dos (02) seccionadores tripolar de barra de doble apertura sin cuchilla de puesta a tierra de 245 kV, 4000 A, 44 kA, 1050 kVp-BIL.

3.3. Parámetros del transformador de potencia En la S.E. Sunny se instalará un transformador de 240 MVA (ONAF), cuyas características se muestra en la siguiente tabla. La impedancia de secuencia positiva será el valor solicitado al fabricante y la impedancia de secuencia cero dependerá de su diseño. Para el estudio la impedancia de secuencia cero asumimos 0.90 veces la impedancia de secuencia positiva Tabla 9. Parámetros del transformador de potencia 220±10x1/33 kV de la S.E. Sunny Regulación de Tensión (Automático) S Variación T. Máx. T. Mín [MVA-ONAF] Tap (%) [%] [%]

Rel. de Transformación y Potencia Ubicación S.E. Sunny

Prim. [kV]

Sec. [kV]

Grupo Conexión

220

33

YNd5

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240

1

10

-10

Impedancias (%) Vcc Vcc [+/-] [0] 14.00%

12.6%

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3.4. Parámetros eléctricos de la línea de interconexión Sunny – San José de 220

kV La línea subterránea de 220 kV servirá para la interconexión entre las subestaciones Sunny y San José, las cuales tendrá las siguientes características: ▪ Cable de Fibra óptica del tipo ADSS ▪ Conductor: El cable XLPE. Tabla 10. Características del conductor XLPE Cu de 630 mm2 de 220 kV Tipo de conductor

Sección mm²

Diámetro Exterior del Conductor [mm]

Peso del Conductor [kg/km]

Esfuerzos adicionales de tracción [kN]

Resistencia a la Corriente Continua [Ω/km]

Capacidad del conductor [A]

Cable XLPE Cu

630

98.9

14445

29.3

0.028

630(*)

(*) Representa la capacidad de la línea (240 MVA), la capacidad del conductor es de 725 A.

▪

Detalle de la canalización subterránea: Para el cálculo se utiliza la distribución subterránea de la línea.

Figura 10. Detalle de la canalización subterránea Tabla 11. Parámetros de la línea Sunny– San José de 220 kV Capacidad de la línea Línea

Conductor

Tensión [kV]

Frecuencia [Hz]

Sunny – San José

Cable XLPE – Cu 630 mm2

220

60

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Corriente Nominal [A]

Potencia [MVA]

630

240

Longitud [km]

1.36

Impedancia de secuencia positiva R+ [Ω]

X+ [Ω]

Impedancia de secuencia cero R0 [Ω]

X0 [Ω]

0.042612 0.34907 0.280328 3.284072

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4. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS ELECTRICO 1. Para el presente análisis eléctrico: Por solicitud de COES se realizó el análisis de Flujo de Potencia y Contingencia, considerando los posibles escenarios de operación que se indican a continuación. Caso Base: Escenario sobre el cual se realizaron los análisis del presente informe, se despacha a su máxima generación las centrales solares y eólicas cercanas al proyecto. Asimismo, se incluirán también proyectos con estudios de Pre Operatividad aprobados dentro de la zona de influencia del Proyecto, es considerando como el escenario más realista de operación del sistema. Sensibilidad 1: En este escenario, se modifica el Caso Base, adicionando los Proyectos ubicados en el área de influencia de la CSF Sunny cuyos estudios de Pre Operatividad se encuentran en trámite de aprobación. Sensibilidad 2: En este escenario, se modifica la Sensibilidad 1, considerando un despacho de la Central Térmica Puerto Bravo con una capacidad de 708 MW. Sensibilidad 3: En este escenario, se modifica la Sensibilidad 1, considerando una demanda de 150 MW en Cerro Verde visto desde la S.E. San José (como suma de demandas en la SE San Luis y SE San Carlos 220 kV). Sensibilidad 4: En este escenario se modifica el Caso Base, considerando la indisponibilidad del SVC de la S.E. San José. 2. Para el análisis de Flujo de Potencia en operación normal, de los casos simulados, se ha tenido las siguientes restricciones: Punto de Conexión (1) S.E. San José

(2) L-2029/L-2036

(3) SE Moquegua y L2030

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Consideraciones Para evitar sobrecargas por los autotransformadores y evitar superar la capacidad del conductor de barra, se reduce la generación para la configuración Sin Proyecto y Con Proyecto, de las centrales CSF Misti, CSF Chachani, CSF San José, CSF San Martín, CSF La Joya, CSF Sunny, CH Lluclla y CH Lluta (2028) de acuerdo a su capacidad instalada, los resultados se muestran en la siguiente tabla. La CSF Alto Alianza I para que pueda operar con los 300 MW mencionan ampliar la capacidad de la línea Alto Alianza I – Moquegua y del transformador Aricota II para el año 2024, dichas características no se encontraron en la base de datos DIgSILENT y tampoco en su resumen ejecutivo. Por lo cual, se reduce la generación para la configuración Sin Proyecto y Con Proyecto de acuerdo a su capacidad instalada, con el fin de no sobrecargar dichos equipos mencionados, los resultados se muestran en la siguiente tabla. Para evitar sobrecargas por las líneas L-2057 y L-2030 para el año 2024 y 2028. Por lo tanto, se ha propuesto disminuir generación en la zona en las centrales solares aledañas de acuerdo a su

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Punto de Conexión

Caso

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Consideraciones capacidad instalada (CSF Alto alianza II y CS Deidad), los resultados se muestran en la siguiente tabla.

Escenario

(1) Conexión: SE San José (2) Conexión: L-2029/L-2036 (3) Conexión: SE Moquegua % Reducción de Generación % Reducción de Generación % Reducción de Generación

Caso Base

No hay restricción Av24Med Es24Med

Sensibilidad 1 Av28Med Es28Med Av24Med Es24Med Sensibilidad 2 Av28Med Es28Med Av24Med Es24Med Sensibilidad 3 Av28Med Es28Med Sensibilidad 4

SP: 10.0% CP: 20.5% SP: 9.0% CP: 20.0% SP: 18.5% CP: 28.0% SP: 18.0% CP: 28.0% SP: 36.5% CP: 42.0% SP: 37.0% CP: 43.0% SP: 37.0% CP: 43.0% SP: 45.0% CP: 53.0% SP: 17.0% CP: 26.0% SP: 16.0% CP: 25.5% SP: 23.5% CP: 31.5% SP: 23.5% CP: 31.5%

SP: 37.0% CP: 37.0% SP: 40.0% CP: 40.0% SP: 35.0% CP: 35.0% SP: 37.0% CP: 37.0% SP: 37.0% CP: 37.0% SP: 42.0% CP: 42.0% SP: 35.0% CP: 35.0% SP: 37.0% CP: 37.0% SP: 37.0% CP: 37.0% SP: 40.0% CP: 40.0% SP: 35.0% CP: 35.0% SP: 37.0% CP: 37.0%

SP: 0.0% CP: 0.0% SP: 0.0% CP: 0.0% SP: 0.0% CP: 0.0% SP: 0.0% CP: 0.0% SP: 36.5% CP: 42.0% SP: 37.0% CP: 35.0% SP: 37.0% CP: 30.0% SP: 35.0% CP: 35.0% SP: 0.0% CP: 0.0% SP: 35.0% CP: 35.0% SP: 0.0% CP: 0.0% SP: 35.0% CP: 35.0%

No hay restricción

SP: Sin Proyecto, CP: Con Proyecto

Por lo tanto, con todo lo menciona para el caso Base, Sensibilidad 1, Sensibilidad 2, Sensibilidad 3 y Sensibilidad 4, no se registra sobrecargas ni problemas de tensión. La reducción de generación calculada en la “Sensibilidad 2” es mayor debido a que se ha considerado a la CT Puerto Bravo en servicio, sin embargo, en operación real lo más adecuado sería que ante presencia de sobrecargas esta central salga de servicio antes que se reduzca generación a las centrales de la zona, con lo cual se tendría los mismos resultados que en la “Sensibilidad 1” En cuanto al cálculo de compensación reactiva adicional, se ha verificado que no será necesario instalar banco de capacitores en el nivel de 33 kV para cumplir con los márgenes de factor de potencia en el punto de conexión. Estos resultados tendrán que ser validados en el Estudio de Operatividad, con el modelo final del inversor.

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3. Del Análisis de Contingencia (N-1): Las contingencias analizadas en el presente estudio han sido las siguientes: Caso Base

Sensibilidad 1, 2 y 3

Sensibilidad 4

C01: Desconexión de la línea L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV

✓

✓

✓

C02: Desconexión de la línea L-5037 (San José - Montalvo) de 500 kV

✓

✓

✓

C03: Desconexión de la línea L-5035 (Yarabamba - Montalvo) de 500 kV

✓

✓

✓

C04: Desconexión del autotransformador AUT- 5671 de la S.E. Montalvo

✓

✓

--

C05: Desconexión del autotransformador TXF-002 de la S.E. San José

✓

✓

--

C06: Desconexión de la línea L-5033 (Poroma - Yarabamba) de 500 kV

✓

✓

--

C07: Desconexión de la línea L-5032 (Chilca CTM - Poroma) de 500 kV

✓

✓

--

C08: Desconexión de la línea L-2057 (Montalvo – Moquegua) de 220 kV

✓

✓

--

C09: Desconexión del autotransformador AT104 de la S.E. Yarabamba

✓

✓

--

C10: Desconexión del SVC SE San José

✓

✓

--

C11: Desconexión del SVC SE Socabaya

✓

✓

--

C12: Desconexión de la línea L-5031 (Colcabamba – Poroma) de 500 kV

✓

✓

--

C13: Desconexión de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV

✓

✓

--

DESCRIPCION DE LAS CONTINGENCIAS

De todas estas contingencias analizadas para el caso Base, Sensibilidad 1, 2 y 3 (considerando la reducción de generación en estado normal) y Sensibilidad 4, se obtuvieron los siguientes resultados. Contingencia Contingencia 01

Contingencia 02 Contingencia 03

Contingencia 04

Contingencia 05 Contingencia 06

Conclusiones - Caso Base La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por las líneas para el año 2024 es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, para el año 2028 el máximo valor es 123.75% (Av2028Med). Esta sobrecarga se mitigará con la implementación de un Esquema de Rechazo Automático de Generación. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. De los escenarios que no convergen, la cargabilidad por las líneas (L5034 y L-5036) es mayor al 120% de su capacidad. Para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de Rechazo Automático de Generación. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. La cargabilidad por el transformador para el año 2024 es menor al 100% de su capacidad; sin embargo, para el año 2028 la cargabilidad por el transformador AT104-523 Yarabamba, Sin Proyecto, es 126.30% (Es2028Med) y con el ingreso del Proyecto es 124.146% (Es2028Med_NC). Por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad; sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-001, Sin Proyecto, es 138.99% en Av2028Med y con el ingreso del Proyecto es 173.88% en Av2028Med. Por lo tanto, para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad.

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Contingencia Contingencia 07 Contingencia 08

Contingencia 09

Contingencia 10

Contingencia 11 Contingencia 12 Contingencia 13

Contingencia

Contingencia 01

Contingencia 02

Contingencia 03

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Conclusiones - Caso Base La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es mayor al 100% de su capacidad, para el caso sin Proyecto es 124.27% (AT104-523) en Est2028Med y con el ingreso del Proyecto es 127.64% (AT104-523) en Est2028Med. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas L2025/L2026, Sin Proyecto, es 114.31% en Ave2028Med y con el ingreso del Proyecto es 164.24% en Es2028Med. Asimismo, la cargabilidad por el transformador AUT-5671 Montalvo, Sin Proyecto, es 108.039% (escenario que no converge) y con el ingreso del Proyecto es 113.52%, esta sobrecarga se registra ya desde el caso Sin Proyecto y en un solo escenario; por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Esta sobrecarga de mitigara con la puesta en servicio del 2do transformador de la S.E. Montalvo. La cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión de las barras de 220 kV de la SE San Luis y SE San Carlos, con el Proyecto, es 0.899 p.u. en Es2024Med y 0.895 p.u. Es2028Med, Esta caída de tensión se corregirá con la inyección de reactivos de la CSF Sunny y así también las centrales del área de influencia tienen la capacidad de inyectar potencia reactiva. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por las líneas para el año 2024 es menor al 120% de su capacidad; sin embargo, para el año 2028 es 123.25% (Av2028Med). Para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación.

Conclusiones – Sensibilidad 1 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por la línea L-5037, Sin Proyecto, es 140.15% en Es2024Med, 141.53% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 138.99% en Es2024Med. En los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2028Med, en la cual se rechazó generación 356.5 MW en Sin Proyecto y 361.72 MW en Con Proyecto, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L-5037 de 111.026% (Sin Proyecto) y 113.22% (Con Proyecto). Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L-5036 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030. De los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2028Med, en la cual se rechazó generación 437.97 MW en Sin Proyecto y 440.92 MW en Con Proyecto, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L-5034 de 114.458% (Sin Proyecto) y 113.972% (Con Proyecto), la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L5037 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030. De los escenarios que no presentan convergencia, La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.901.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por la línea L2025/L-2026 (Moquegua -Socabaya) de 220 kV, Sin Proyecto, es 199.765% en Av2028Med y con el ingreso del Proyecto es 190.134% en Av2028Med. Asimismo, la línea L-5034 registra una cargabilidad mayor a 120% de su capacidad para la configuración Sin Proyecto y Con Proyecto. Cabe mencionar que desde la configuración Sin Proyecto ya se registra sobrecargas, por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en servicio del enlace LT 500 kV San José – Yarabamba.

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Contingencia

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Contingencia 05

Contingencia 06

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Contingencia 11

Contingencia 12

Contingencia 13

Parte 01: Resumen Ejecutivo Revisión: 5 Fecha: 17/05/2022

Conclusiones – Sensibilidad 1 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por la línea L2025/L2026 (Moquegua - Socabaya) de 220 kV, Sin Proyecto, es 133.82% en Es2024Med y con el ingreso del Proyecto es 133.82% en Es2024Med. Esta sobrecarga se registra ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-001, Sin Proyecto, es 203.43% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 203.22% en Es2024Med. Por lo tanto, para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.]. Sin embargo, la máxima cargabilidad por la línea L-5034, Sin Proyecto es 163.024% en Av2024Med y con el ingreso del Proyecto es 163.491% en Av2024Med. Asimismo, la máxima cargabilidad por el transformador ATXF-002, Sin Proyecto, es 100.45% en Av2028Med y con el ingreso del Proyecto es 100.26% en Av2028Med. Estas sobrecargas se registran ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.]. Sin embargo, la máxima cargabilidad por la línea L-2029D (Alto Alianza- Moquegua) de 220 kV, Sin Proyecto es 279.223% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 264.927% en Av2024Med. Asimismo, la máxima cargabilidad por el transformador ATXF-002, Sin Proyecto, es 101.624% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 101% en Av2024Med. Estas sobrecargas se registran ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del ingreso Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas L2025/L2026, Sin Proyecto, es 135.39% en Av2028Med y 163.08% en Es2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 135.23% en Av2028Med y 161.63% en Es2028Med. Asimismo, la cargabilidad por el transformador ATXF-002 San José, Sin Proyecto, es 101.744% en Es2024Med y con el ingreso del Proyecto es 102.642% en Es2024Med, esta sobrecarga se registra ya desde la configuración Sin Proyecto. Por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por los transformadores ATXF-001/ATXF-002, Sin Proyecto, es 108.231% en Av2024Med, 98.272% en Es24Med, 105.607% en Av28Med y 106.517% en Es28Med; y con el ingreso del Proyecto es 101.579% en Av2024Med, 99.554% en Es2024Med, 104.439% en Av2028Med y 106.275% en Es2028Med. Estas sobrecargas se registran de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. Por otro lado, ante el ingreso de los diferentes proyectos del área de influencia el COES debería evaluar el ingreso de un nuevo Transformador en la S.E. San José. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por los transformadores ATXF-001/ATXF-002, Sin Proyecto, es 112.986% en Av2028Med y con el ingreso del Proyecto es 112.961% en Av2028Med. Esta sobrecarga se registra de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. De las simulaciones RMS realizadas se obtiene que, la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.901.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. De los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2028Med, en la cual se rechazó generación 525.4 MW en Sin Proyecto y 570.25 MW en Con Proyecto, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L-5037 de 105.5% (Sin Proyecto) y 107.509% (Con Proyecto), la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L5034 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030.

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Contingencia 10 Contingencia 11

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Conclusiones – Sensibilidad 2 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por la línea L-5037, Sin Proyecto, es 177.01% en Av2024Med, 174.27% en Es2024Med, 188.40% en Av2028Med y 171.65% en Es2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 178.84% en Es2024Med, 195.72% en Av2028Med y 215.231% en Es2028Med. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L-5036 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030. De los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2024Med, en la cual se rechazó generación 385.01 MW en Sin Proyecto y 467.45 MW en Con Proyecto, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L-5034 de 138.710% (Sin Proyecto) y 122.414% (Con Proyecto), la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L5037 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por la línea L2025/L-2026 (Moquegua Socabaya) de 220 kV, Sin Proyecto, es 162.498% en Av2024Med, 172.776% en Es2024Med, es 198.67% en Av2028Med y 201.55% en Av2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 176.82% en Av2024Med, 186.10% en Es2024Med, es 212.11% en Av2028Med y 205.54% en Av2028Med. Asimismo, la línea L-5034 registra una cargabilidad mayor a 120% de su capacidad para la configuración Sin Proyecto y Con Proyecto. Cabe mencionar que desde la configuración Sin Proyecto ya se registra sobrecargas, por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-001, Sin Proyecto, es 203.43% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 197.78% en Es2028Med. Por lo tanto, para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la máxima cargabilidad por la línea L-5034, Sin Proyecto, es 159.82% en Av2024Med y con el ingreso del Proyecto es 159.07% en Av2024Med. Asimismo, la cargabilidad por la línea L-5036 es mayor al 120% de su capacidad. Estas sobrecargas se registran ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la máxima cargabilidad por la línea L-2029D (Alto AlianzaMoquegua) de 220 kV, Sin Proyecto es 307.448% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 287.107% en Es2028Med. Estas sobrecargas se registran ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del ingreso del Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por las líneas L2025/L2026, Sin Proyecto, es 131.89% en Av2028Med y 169.06% en Es2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 137.35% en Av2028Med y 170.94% en Es2028Med. Esta sobrecarga se registra ya desde la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad.

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Conclusiones – Sensibilidad 2 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por la línea L-5032, Sin Proyecto, es 131.87% en Av2024Med y 209.274% en Av2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 130.53% en Av2024Med y 122.76% en Av2028Med. Esta sobrecarga se registra ya del caso Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por las líneas L-5037, Sin Proyecto, es 191.96% en Es2024Med, 206.56% en Av2028Med y 186.03% en Es2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 198.66% en Es2024Med. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L-5034 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030.

Conclusiones – Sensibilidad 3 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por la línea L-5037, Sin Proyecto, es 140.90% en Av2024Med, 157.28% en Es2024Med, 125.163% en Av2028Med y 149.747% en Es2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 142.32% en Av2024Med, 140.80% en Es2024Med, 123.556% en Av2028Med y 157.892% en Es2028Med. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L-5036 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030. De los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2028Med, en la cual se rechazó generación 411.10 MW en Sin Proyecto y 429.76 MW en Con Proyecto, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L-5034 de 116.850% (Sin Proyecto) y 116.603% (Con Proyecto), la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L5037 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030. De los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2028Med, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L2025/L2026 de 170.018% (Sin Proyecto) y 176.243% (Con Proyecto), la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Cabe mencionar que desde la configuración Sin Proyecto ya se registra sobrecargas, por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por la línea L2025/L2026 (Moquegua - Socabaya) de 220 kV, Sin Proyecto, es 133.82% en Av2024Med y con el ingreso del Proyecto es 133.81% en Av2024Med. Esta sobrecarga se registra ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-001, Sin Proyecto, es 200.527% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 219.661% en Es2028Med. Por lo tanto, para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. La tensión en la barra de 500 kV de la S.E. Poroma, Sin Proyecto, es 0.885 p.u. en Av2024Med y con el ingreso del Proyecto es 0.894 p.u. en Av2024Med. La cargabilidad por la línea L-5034, sin Proyecto es 160.83% en Av2024Med y con el ingreso del Proyecto es 160.32% en Av2024Med; asimismo, la cargabilidad por la línea L-5036 es mayor al 120% de su capacidad. La cargabilidad por el transformador ATXF-002, sin Proyecto es 100.81% en Av2024Med y con el ingreso del Proyecto es 100.60% en Av2024Med, esta sobrecarga y caída de tensión se registra en un solo escenario. Estas sobrecargas se registran ya de la configuración Sin

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Conclusiones – Sensibilidad 3 Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. Si se llegan a implementar todos los proyectos para mitigar estas sobrecargas y caídas de tensión, se debe de incluir proyectos en el Plan de Transmisión. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por el transformador es menor al 100% de su capacidad. Sin embargo, la máxima cargabilidad por la línea L-2029D (Alto AlianzaMoquegua) de 220 kV, Sin Proyecto es 299.117% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 280.797% en Es2028Med. Esta sobrecarga se registra ya de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del ingreso Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas L2025/L2026, Sin Proyecto, es 143.554% en Av2028Med y 161.66% en Es2028Med; y con el ingreso del Proyecto es 145.421% en Av2028Med y 161.86% en Es2028Med. Asimismo, la cargabilidad por el transformador ATXF002 San José, Sin Proyecto, es 102.901% en Av2028Med y con el ingreso del Proyecto es 105.927% en Av20284Med, esta sobrecarga se registra ya desde la configuración Sin Proyecto. Por lo tanto, esta sobrecarga no depende del Proyecto. Por otro lado, es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar esta sobrecarga. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad, para el caso con proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por los transformadores ATXF-001/ATXF-002, Sin Proyecto, es 101.489% en Av2028Med y con el ingreso del Proyecto es 103.572% en Av2028Med. Esta sobrecarga se registra de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-002, sin Proyecto, es 104.051% en Es2024Med y con el ingreso del Proyecto es 108.192%, por ser en un solo escenario esta sobrecarga se disminuirá con maniobras post contingencia. De los escenarios que no presentaron convergencia se realizó simulaciones RMS, el más crítico fue el escenario Av2028Med, en la cual se rechazó generación 495.56 MW en Sin Proyecto y 452.57 MW en Con Proyecto, en donde se registró la máxima cargabilidad por la línea L-5037 de 119.406% (Sin Proyecto) y 110.743% (Con Proyecto), la tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Por lo tanto, ante la desconexión de la línea L5034 se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en operación del Proyecto “Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas” que está incluido en el Plan de Transmisión 2021-2030.

Conclusiones – Sensibilidad 4 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por las líneas para el año 2024 es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, para el año 2028 es 129.349% (Av2028Med) y 122.82% (Es2028Med). Estas sobrecargas se disminuirán con maniobras post contingencia. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por las líneas (L-5034 y L-5036) es mayor al 120% de su capacidad. Para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90–1.10 p.u.] y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La cargabilidad por las líneas para el año 2024 es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, para el año 2028 es 131.10% (Av2028Med) y 121.432% (Es2028Med). Para disminuir esta sobrecarga se implementará un Esquema de rechazo automático de generación.

De todos los resultados analizados, se han encontrado sobrecargas en algunos enlaces de transmisión que son atribuibles al ingreso de generación en la zona incluida a la CSF Sunny, estas sobrecargas se presentarían en las líneas L-2025, LEstudios Eléctricos Galoc EIRL

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Parte 01: Resumen Ejecutivo

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Revisión: 5 Fecha: 17/05/2022

2026, L-5033, L-5034, L-5036, L-5037 y los autotransformadores ATXF-001 y ATXF002 de la S.E. San José; por lo tanto, el proyecto prevé la implementación de un Esquema de Reducción Automática de Generación (ERAG) ante las posibles sobrecargas. Para lo cual se incluirá el equipamiento necesario, tal como se muestra en la figura. La lógica y ajustes se definirán en el Estudio de Operatividad. La ingeniería de detalle se realizará y se coordinará con las empresas involucradas después de la aprobación del estudio de pre operatividad, tal como lo establece el PR-20 del COES. S.E. Yarabamba L-5035

L-5033

S.E. Socabaya

Comunicación Relé

S.E. Montalvo

S.E. Ocoña

L-2025

S.E. Poroma

L-5037

L-5036

L-2026

L-5034 Relé

S.E. San Jose ATXF-001

ATXF-002

AUT-5671

S.E. Moquegua L-2057

Comunicación S.E. San José 220 kV

Relé Multifunción

(1.36 km )

Esquema de Protección Entrada: (1) Recepción de señal de Teledisparo, (2) Señales de corriente y (3) posición de interruptor abierto/cerrado de las líneas L-5036/L-5037 y transformador ATXF-001/ATXF-002 Salida: (1) Teledisparo hacia la S.E. Sunny

Comunicación (Fibra Óptica)

Entrada: (1) Recepción de las señales de Teledisparo y (2) nivel de Generación Salida: (1) Rechazo de Generación (apertura de alimentadores)

Relé Auxiliar Esquema de Protección Rechazo o reducción de Generación por Sobrecarga en las líneas de 500 kV y Autotransformador 500/220 kV

33 kV

Rechazo o Reducción de Generación CSF Sunny 204 MW

4. Análisis de la Sensibilidad 5: En este escenario se considera los Proyectos Vinculantes aprobados en el Plan de Transmisión 2021-2030: ▪

Proyecto Ampliación de la transformación de la SE Montalvo 500/220 kV (2do transformador) y Enlace 220 kV Montalvo – Moquegua (2do Circuito).

▪

Proyecto Enlace 500 kV San José – Yarabamba, ampliaciones y subestaciones asociadas.

▪

Proyecto Enlace 220 kV Ica – Poroma, ampliaciones y subestaciones asociadas

Para el presente análisis se realiza para el año 2028 bajo los casos de la Sensibilidad 1 y Sensibilidad 2.

Flujo de Carga en Operación Normal Se ha tenido las siguientes consideraciones para el presente análisis: Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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Punto de Conexión

Revisión: 5 Fecha: 17/05/2022

Consideraciones Para evitar sobrecargas por los autotransformadores y evitar superar la capacidad del conductor de barra, se reduce la generación para la configuración Sin Proyecto y Con Proyecto, de las centrales CSF Misti, CSF Chachani, CSF San José, CSF San Martín, CSF La Joya, CSF Sunny, CH Lluclla y CH Lluta (2028) de acuerdo a su capacidad instalada, los resultados se muestran en la siguiente tabla. La CSF Alto Alianza I para que pueda operar con los 300 MW mencionan ampliar la capacidad de la línea Alto Alianza I – Moquegua y del transformador Aricota II para el año 2024, dichas características no se encontraron en la base de datos DIgSILENT y tampoco en su resumen ejecutivo. Por lo cual, se reduce la generación para la configuración Sin Proyecto y Con Proyecto de acuerdo a su capacidad instalada, con el fin de no sobrecargar dichos equipos mencionados, los resultados se muestran en la siguiente tabla. Para evitar sobrecargas por las líneas L-2057 y L-2030 para el año 2024 y 2028. Por lo tanto, se ha propuesto disminuir generación en la zona en las centrales solares aledañas de acuerdo a su capacidad instalada (CSF Alto alianza II y CS Deidad), los resultados se muestran en la siguiente tabla.

(1) S.E. San José

(2) L-2029/L-2036

(3) SE Moquegua y L2030

Caso

Parte 01: Resumen Ejecutivo

Escenario Av28Med

Sensibilidad 1 Es28Med Av28Med Sensibilidad 2 Es28Med

(1) Conexión: SE San José (2) Conexión: L-2029/L-2036 (3) Conexión: SE Moquegua % Reducción de Generación % Reducción de Generación % Reducción de Generación SP: 18.5% SP: 35.0% SP: 0.0% CP: 28.0% CP: 35.0% CP: 0.0% SP: 18.0% SP: 37.0% SP: 0.0% CP: 28.0% CP: 37.0% CP: 0.0% SP: 25.0% SP: 35.0% SP: 15.0% CP: 30.0% CP: 35.0% CP: 15.0% SP: 17.0% SP: 20.0% SP: 35.0% CP: 27.0% CP: 20.0% CP: 35.0%

SP: Sin Proyecto, CP: Con Proyecto

Por lo tanto, con lo mencionado para el escenario Sensibilidad 1 y Sensibilidad 2, no se registra sobrecargas ni problemas de tensión. Flujo de Carga en Contingencia DESCRIPCION DE LAS CONTINGENCIAS

Sensibilidad 1

Sensibilidad 2

C01: Desconexión de la línea L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV

✓

✓

C02: Desconexión de la línea L-5037 (San José - Montalvo) de 500 kV

✓

✓

C03: Desconexión de la línea L-5035 (Yarabamba - Montalvo) de 500 kV

✓

✓

C10: Desconexión del SVC SE San José

✓

✓

C13: Desconexión de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV

✓

✓

Contingencia Contingencia 01 Contingencia 02 Contingencia 03 Contingencia 10 Contingencia 13

Conclusiones – Sensibilidad 1 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120%. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-002, Sin Proyecto, es 107.056% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 108.373%. Esta sobrecarga se registra de la configuración Sin Proyecto, por lo tanto, no depende del Proyecto. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad.

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Contingencia Contingencia 01 Contingencia 02 Contingencia 03 Contingencia 10 Contingencia 13

Parte 01: Resumen Ejecutivo Revisión: 5 Fecha: 17/05/2022

Conclusiones – Sensibilidad 2 La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120%. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador ATXF-002, Sin Proyecto, es 93.459% en Es2028Med y con el ingreso del Proyecto es 95.68%. La tensión se encuentra dentro de las tolerancias [0.90-1.10 p.u.], la cargabilidad por las líneas es menor al 120% y por los transformadores es menor al 100% de su capacidad.

5. Capacidad del Conductor de Barra:

▪

De los análisis efectuados se concluye que no se presentaría problemas de sobrecarga en ningún tramo de barra en San José 220 kV existente.

▪

Se ha identificado el caso más crítico el cual consiste, despachando a plena generación (a su capacidad nominal) todas las centrales futuras previstas a conectarse en San José 220 kV, y conectar todas las celdas de suministro (fuente) en la barra B y todas las celdas de consumo (carga) en la barra A. En este caso el nivel de carga del interruptor de acople llegaría a un máximo de 101.13%, equivalente a una corriente de 3034 Amperios; sin embargo, este no es un modo normal de operación.

▪

Si bien existen modos de operación que no ocasionan problemas de sobrecarga en la barra y en el interruptor de acople; sin embargo, si la generación de los diversos proyectos se encuentra en una barra y el retiro de carga o transformador en otra barra existirá un tramo de barra e interruptor de acoplamiento en condiciones de sobrecarga. En esta condición debido a los ingresos de los diversos proyectos será necesario incrementar la capacidad del interruptor de acoplamiento, por ejemplo, a 4000 A. De presentarse esta sobrecarga en el Estudio de Operatividad, Kallpa como parte del Proyecto cambiará el interruptor de acoplamiento.

De ejecutarse los diversos Proyectos en el área de influencia y de ser necesaria la modificación el cambio de conductor de las barras de 220 kV de la S.E. San José e interruptor de acoplamiento, el Proyecto coordinará con las empresas de los proyectos asociados a la S.E. San José para su implementación.

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4.1. CORTOCIRCUITO Se incluye las siguientes conclusiones: 1. El ingreso del Proyecto no afecta el nivel de cortocircuito para fallas entre fases en la barra de 220 kV de la S.E. San José, solo afecta para fallas a tierra debido a la conexión del transformador de potencia de 220/33 kV de la S.E. Sunny por tener la conexión en estrella a tierra en el devanado de 220 kV. Por lo tanto, el ingreso del Proyecto no afecta de manera negativa a la operación de la S.E. San José 220 kV. 2. Los cálculos de corriente de cortocircuito sirven para verificar el correcto dimensionamiento de los equipos de la subestación del Proyecto. ▪

La máxima corriente de cortocircuito para la barra de 220 kV de la S.E. Sunny es 17.752 kA por fase y 19.722kA por tierra.

▪

La máxima corriente de cortocircuito para la barra de 33 kV de la S.E. Sunny es 26.059 kA por fase y 0.408 kA por tierra.

▪

La máxima corriente de cortocircuito en un alimentador para la barra de 33 kV (T01_L2) de la S.E. Sunny es 18.401 kA por fase y 0.406 kA por tierra.

▪

La máxima corriente de cortocircuito para la barra de 0.66 kV (B09_L2) de la S.E. Sunny es 50.80 kA por fase.

▪

El nivel de corriente por tierra en la barra de 220 kV S.E. San José, con el ingreso de los proyectos asociado a la subestación San José, estaría alrededor de 28 kA. Cabe indicar que estos niveles de corriente dependen del aporte del sistema, de los proyectos con generadores síncronos a conectarse en la S.E. San José y de los motores de Cerro Verde. Para mitigar el incremento de corriente por tierra el Proyecto evaluó instalar una resistencia (RN = 20 Ω, Icc = 1800 A, 10 segundos) en neutro del transformador de la S.E. Sunny, con el cual el aporte disminuye solo de 3.025 a 1.309 kA; sin embargo, considerando que la corriente por la malla a tierra en la S.E. San José es menor a 1 kA no se considera la instalación de la resistencia en el neutro.

3. La capacidad de cortocircuito del interruptor de la línea San José – Sunny de 220 kV en el extremo de la S.E. San José será de 63 kA, la capacidad de cortocircuito de los demás equipos será de 40 kA. La capacidad del interruptor se escoge por la necesidad mencionada en el Estudio de Transitorios Electromagnéticos. 4. Los equipos de la S.E. Sunny son seleccionados con una capacidad de cortocircuito superior a las corrientes calculadas, previendo el crecimiento del sistema. Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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Por tal razón, la corriente de diseño de los equipos será de 40 kA para los equipos de 220 kV, 31.5 kA para 33 kV. El nivel de cortocircuito en el nivel de 660 V de los centros de transformación considerada es de 63 kA el cual será validado y confirmado por el fabricante.

4.2. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA Del análisis realizado se dispone las siguientes conclusiones: 1. Los inversores tendrán la capacidad para mantenerse en operación ante huecos de tensión y variaciones de frecuencia según lo establecido en el Procedimiento Técnico del COES Nro. 20 (PR-20). 2. Los inversores de la central Solar fotovoltaica después de un hueco de tensión originada por falla en el sistema de distribución o transmisión cumplirá con las exigencias establecidas en el PR-20 del COES. Posterior a un evento se inyectará la generación previa al evento. 3. En la tabla se muestra el tiempo crítico de despeje de falla trifásica en la barra de 220 kV de la S.E. San José, las cuales se recalcularán en el Estudio de Operatividad para ser utilizado en el Estudio de Coordinación de Protecciones. Subestación

Tensión(kV)

Escenario

Tiempo Crítico (ms)

220

Av24Med

200

220

Es24Med

200

San José

4. Para una operación adecuada ante la desconexión de la línea L-5034 (Poroma Ocoña) de 500 kV, L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV, L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV y Autotransformador de 500/220/33 kV de la S.E. San José se implementará un Esquema Automático de Rechazo de Generación. Asimismo, ante la sobrecarga de las líneas L-2025 y L-2026, cuyos ajustes se definirá en el Estudio de Operatividad utilizando los equipos que se muestra en la figura.

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S.E. Yarabamba L-5035

L-5033

S.E. Socabaya

Comunicación Relé

S.E. Montalvo

S.E. Ocoña

L-2025

S.E. Poroma

L-5037

L-5036

L-2026

L-5034 Relé

S.E. San Jose ATXF-001

ATXF-002

AUT-5671

S.E. Moquegua L-2057

Comunicación S.E. San José 220 kV

Relé Multifunción

(1.36 km )

Esquema de Protección Entrada: (1) Recepción de señal de Teledisparo, (2) Señales de corriente y (3) posición de interruptor abierto/cerrado de las líneas L-5036/L-5037 y transformador ATXF-001/ATXF-002 Salida: (1) Teledisparo hacia la S.E. Sunny

Comunicación (Fibra Óptica)

Entrada: (1) Recepción de las señales de Teledisparo y (2) nivel de Generación Salida: (1) Rechazo de Generación (apertura de alimentadores)

Relé Auxiliar Esquema de Protección Rechazo o reducción de Generación por Sobrecarga en las líneas de 500 kV y Autotransformador 500/220 kV

33 kV

Rechazo o Reducción de Generación CSF Sunny 204 MW

5. De las diversas contingencias se dispone de las siguientes conclusiones: C1: Falla y desconexión de la L-5036 (Ocoña – San José) de 500 kV Ante la desconexión de la línea L-5036, el nivel de tensión se encuentra dentro del rango de tensión de operación pos contingencia (±10% de la tensión de operación) y el nivel de sobrecarga por las líneas es mayor al 120% de su capacidad. Considerando la simultaneidad de Proyectos de generación en la S.E. San José, se implementará un esquema de rechazo automático de generación que se activará ante la desconexión de la línea L-5036 el cual será definido en el Estudio de Operatividad según la necesidad.

C2: Falla y desconexión de la L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV Ante la desconexión de la línea L-5037, el nivel de tensión se encuentra dentro del rango de tensión de operación pos contingencia (±10% de la tensión de operación) y el nivel de sobrecarga por las líneas es mayor a 120% de su capacidad. Considerando la simultaneidad de Proyectos de generación en la S.E. San José, se implementará un esquema de rechazo automático de generación que se activará ante la desconexión de la línea L-5037, cuyos ajustes será definido en el Estudio de Operatividad según la necesidad. C3: Falla y desconexión de la L-5035 (Yarabamba – Montalvo) de 500 kV

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Ante la desconexión de la línea L-5035, el nivel de tensión se encuentra dentro del rango de tensión de operación pos contingencia (±10% de la tensión de operación). Asimismo, el nivel de sobrecarga por las líneas es menor a 120% de su capacidad. C4: Desconexión del Autotransformador 500/220/33 kV de la S.E. Montalvo Ante la desconexión del Autotransformador 500/220/33 kV de la S.E. Montalvo, el nivel de tensión se encuentra dentro del rango de tensión de operación pos contingencia (±10% de la tensión de operación). Asimismo, el nivel de sobrecarga por las líneas es menor a 120% de su capacidad. Sin embargo, sin Proyecto y con Proyecto, se registra sobrecarga del transformado de la S.E. Yarabamba por el cual es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya el incremento de la capacidad de transformación en la S.E. Yarabamba. C5: Desconexión del Autotransformador 500/220/33 kV de la S.E. San José Ante la desconexión del Autotransformador 500/220/33 kV de la S.E. San José, el nivel de tensión se encuentra dentro del rango de tensión de operación pos contingencia (±10% de la tensión de operación). El nivel de cargabilidad del autotransformador en paralelo de la S.E. San José en diferentes escenarios es superior a 100% de su capacidad por el cual es necesario implementar el esquema automático de rechazo de generación. C6: Falla y desconexión de la línea L-5033 (Poroma - Yarabamba) de 500 kV Ante la desconexión de la línea L-5033, la tensión se encuentra dentro del rango de ±10% de la tensión de operación y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Asimismo, la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. C7: Falla y desconexión de la línea L-5032 (Chilca CTM - Poroma) de 500 kV Ante la desconexión de la línea L-5032, la tensión se encuentra dentro del rango de ±10% de la tensión de operación y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Asimismo, la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. C8: Falla y desconexión de la línea L-2057 (Montalvo - Moquegua) de 220 kV Ante la desconexión de la línea L-2057, la tensión se encuentra dentro del rango de ±10% de la tensión de operación y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Sin embargo, la cargabilidad por el transformador AT104-523 de Yarabamba, Sin Proyecto y Con Proyecto, en el escenario de estiaje media demanda del año 2028 es mayor al 100% de su capacidad. Esta sobrecarga no depende del Proyecto. Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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Por otro lado, esta sobrecarga se disminuirá con la puesta en servicio del “Proyecto Ampliación de la Transformación de la SE Montalvo 500/220 kV (2do transformador) y Enlace 220 kV Montalvo – Moquegua (2do Circuito)”, que está incluido como proyecto vinculante en el Plan de Transmisión 2021-20230, aprobado. C9: Desconexión del Autotransformador 500/220/33 kV de la S.E. Yarabamba Ante la desconexión del transformador de 500/220/33 kV de la S.E. Yarabamba, sin Proyecto y con Proyecto, para el año 2028 se registra sobrecargas en el autotransformador de la S.E. Montalvo y en las líneas L-2057, L2025/L2026 (mayor al 120% de su capacidad). Por el cual es necesario que en el Plan de Transmisión se incluya proyectos para mitigar la sobrecarga de las líneas L2025/L2026 (Moquegua - Socabaya) de 220 kV. Por otro lado, la sobrecarga por el autotransformador de Montalvo y por la línea L2057, se disminuirá con la puesta en servicio del Proyecto Ampliación de la Transformación de la SE Montalvo 500/220 kV (2do transformador) y Enlace 220 kV Montalvo – Moquegua (2do Circuito), que está incluido como proyecto vinculante en el Plan de Transmisión 2021-20230, aprobado. C10: Desconexión del SVC de la S.E. San José Ante la desconexión del SVC San José, la tensión se encuentra dentro del rango de ±10% de la tensión de operación y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Asimismo, la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. C11: Desconexión del SVC de la S.E. Socabaya Ante la desconexión del SVC Socabaya, la tensión se encuentra dentro del rango de ±10% de la tensión de operación y la cargabilidad por las líneas es menor al 120% de su capacidad. Asimismo, la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. C12: Falla y desconexión de la línea L-5032 (Chilca CTM - Poroma) de 500 kV Ante una falla trifásica al 1% de la línea L-5031 y despeje de la falla a los 100 ms, para Sin Proyecto y Con Proyecto, se registra inestabilidad en el sistema. Por otro lado, ante una falla trifásica al 99% de la línea L-5031, la tensión se encuentra dentro del rango de ±10% de la tensión de operación y la cargabilidad por los transformadores es menor al 100% de su capacidad. Asimismo, la cargabilidad por las líneas es mayor al 120% de su capacidad. C13: Falla y desconexión de la L-5034 (Poroma - Ocoña) de 500 kV

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Ante la desconexión de la línea L-5034, el nivel de tensión se encuentra dentro del rango de tensión de operación pos contingencia (±10% de la tensión de operación) y el nivel de sobrecarga por las líneas es mayor al 120% de su capacidad. Considerando la simultaneidad de Proyectos de generación en la S.E. San José, se implementará un esquema de rechazo automático de generación que se activará ante la desconexión de la línea L-5034 el cual será definido en el Estudio de Operatividad según la necesidad. C14: Desconexión de la CSF Sunny de 204 MW Ante la desconexión de la CSF Sunny de 204 MW la frecuencia del sistema disminuye hasta 58.868 Hz en un tiempo de 30 segundos aproximadamente. Este tiempo es lo suficiente para garantizar la respuesta de las unidades de generación según la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) o en su defecto la activación del esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) con el cual se garantiza una adecuada operación del SEIN pos contingencia. C15: Desconexión de la barra de 220 kV de la S.E. Chilca con 882.93 MW de generación Ante la desconexión de la barra de 220 kV de la S.E. Chilca con 882.93 MW de generación la frecuencia del sistema disminuye sin Proyecto hasta 57.296 Hz y con Proyecto a 57.297 Hz en un tiempo de 30 segundos aproximadamente. Este tiempo es lo suficiente para garantizar la respuesta de las unidades de generación según la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) o en su defecto la activación del esquema de Rechazo de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) con el cual se garantiza una adecuada operación del SEIN pos contingencia. 6. Las características de los inversores serán definidas por el fabricante en la etapa de adquisición de equipos, cuyo requisito mínimo será cumplir lo establecido en Estudio de Pre Operatividad. Los ajustes de protección y lazo de control del inversor serán revisas y definidas en el Estudio de Operatividad con la información suministrada por el fabricante. 7. El ingreso del Proyecto no afecta de forma negativa la operación del SEIN. Por lo contrario, mejora la operación del sistema eléctrico ante contingencias en el área de influencia.

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4.3. CONCLUSIONES

DEL

ANÁLISIS

DE

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TRANSITORIOS

ELECTROMAGNÉTICOS 1. El interruptor de 220 kV de la S.E. Sunny dispondrá de un equipo de mando sincronizado para minimizar el impacto al área de influencia ante la energización del transformador 220±10x1.0%/33 kV y 240 MVA de la S.E. Sunny. 2. Para evaluar la corriente de energización y sobretensiones del área de influencia, sin el relé de mando sincronizado, se realizó 200 simulaciones de las cuales se extrae los siguientes resultados: ▪

▪

▪

Sobretensión en la barra de 220 kV de la S.E. San José: 

Fase - Fase

1.0486 pu (Up2)



Fase – Tierra

1.0257 pu (Ue2)

Sobretensión en la barra de 220 kV de la S.E. Sunny: 

Fase - Fase

1.0508 pu (Up2)



Fase – Tierra

1.0242 pu (Ue2)

Sobretensión en la barra de 33 kV de la S.E. Sunny: 

Fase - Fase

1.2137 pu (Up2)



Fase – Tierra

1.3376 pu (Ue2)

3. La energía absorbida de los descargadores de sobretensión (pararrayos), durante las diferentes maniobras de las líneas y transformadores, es menor al 5% de su capacidad nominal de absorción de energía. 4. Las impedancias armónicas de las barras de 220 kV de la S.E. Sunny no arrojan puntos de resonancias, para armónicos de 120 Hz, que afecten a las energización de los transformadores de 220±10x1.0%/33 kV de 240 MVA de la S.E. Sunny. 5. De las 200 energizaciones estadística realizadas del transformador 220±10x1.0%/33 kV de 240 MVA de la S.E. Sunny, la máxima corriente registrado es igual a 1804.70 A (2.069 veces la corriente nominal). La corriente inserción se amortigua en menos de 200 ms. 6. La energización del transformador sin mando sincronizado no origina efectos negativos que afecten la operación del área de influencia. Sin embargo, el interruptor de 220 kV de la S.E. Sunny dispondrá de un equipo de mando sincronizado. 7. El TRV inherente del sistema para el interruptor de la línea San José – Sunny de 220 kV ante fallas trifásica, trifásica a tierra, bifásica, bifásica a tierra y monofásica son inferiores a los límites establecidos en los estándares de IEC. Ante una falla bifásica a tierra antes de 390 μs (t2) la tasa de crecimiento de la tensión de restablecimiento Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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(RRRV) supera los límites de la curva estándar de la TRV para la evaluación de un interruptor con una corriente nominal de 40 kA (T100); sin embargo, considerando que el nivel de corriente es menor 30%, se espera una evaluación con la curva T30 (30% de la capacidad del interruptor) con el cual el TRV del sistema es menor a la curva estándar T30. Por lo tanto, ante esta falla se espera que los interruptores no presenten fallas internas por la TRV; sin embargo, el nivel de cortocircuito quedará ilimitado por ese motivo el interruptor a instalar en la S.E. San José será de un nivel de 63 kA. En la Tabla se muestra las características del interruptor que se instalará en la S.E. San José: Estandar Tension

220 kV

IEC 62271-100 IEEE Std C37.04 (2017)

Sugerido S.E. San José

(2018)

Voltage (Ur)

245 kV

245

Normal current

2500 A

2500 A

Short Circuit

40 kA

63 kA

T100

T60

T30

T10

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U1 [kV]

195

225

225

T1 [kV]

98

113

113

Uc [kV]

364

420

420

t3 [µs]

392

452

452

RRRV [kV/µs]

2

2

2

U1 [kV]

195

225

225

T1 [kV]

65

75

75

Uc [kV]

390

450

450

t3 [µs]

390

225

225

RRRV [kV/µs]

3

3

3

Uc [kV]

400

474

474

t3 [µs]

80

95

95

RRRV

5

5

5

Uc [kV]

459

492

492

t3 [µs]

99

70

70

RRRV [kV/µs]

7

7

3

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4.4. Lista de Equipos y Características técnicas:

Línea de Transmisión 220 kV San José – Sunny: 1.0

Longitud +-10%

1.36 km

2.0

Número de ternas

Una

3.0

Tensión nominal

220 kV

4.0

Tensión máxima

245 kV

5.0

Potencia de diseño

240 MVA

Conductor de fase (tipo y sección)

Cable XLPE - Cu (630 mm2) Un conductor / fase

7.0

Cable de comunicación

ADSS 24 fibras

8.0

Detalle de zanja

Plano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P19

9.0

Estructura de Transición Aéreo subterránea

Plano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P20

6.0

Ampliación Subestación San José 220 kV: 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 5.1 5.2

Tensión nominal del equipamiento de transmisión Tecnología Tensión máxima del equipo Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico Número de Celdas De Línea De acoplamiento

6.0

7.0 8.0 9.0 10.0

Corriente nominal

220 kV AlS (Air Insulated Subestation) 245 kV 1050 kVp 1 (Ver Nota 1) Celda de línea (hacia Sunny): Interruptor: 2500 A Seccionadores: 2500 A Transformador de corriente: 600 – 1200 /1/1/1 A Celda de acoplamiento: Interruptor: 4000 A Seccionadores: 4000 A Transformador de corriente: 4000 /5/5 A

Capacidad de ruptura de Celda de Línea: (ver Nota 2) cortocircuito trifásico Celda de aplamiento: (ver Nota 3) Sistema de protección y medición Plano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P11 Esquema de comunicación y Piano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P14 teleprotección Arquitectura de automatización y Piano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P15 control

Nota: 1. Se indica que el reemplazo de los equipos de la celda de acoplamiento a ser reemplazados (interruptor, transformadores de corriente y seccionadores de barra) será realizado por aquel proyecto que provoque la sobrecarga en la celda, el cual podría ser la CSF Sunny, según se identifique en su Estudio de Operatividad. 2. La capacidad de ruptura de cortocircuito del interruptor es 63 kA, mientras que los demás equipos tendrán una capacidad de 40 kA. Estudios Eléctricos Galoc EIRL

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3. La capacidad de ruptura de cortocircuito del interruptor es 63 kA, mientras que los demás equipos tendrán una capacidad de 44 kA.

Subestación Sunny 220/33 kV: Tensión nominal del equipamiento de transmisión

1.0

220 kV

2.0

Tecnología

AIS (Air Insulated Substation)

3.0

Tensión máxima del equipo

245 kV

Tensión de sostenimiento al impulso atmosférico

4.0

1050 kVp

Interruptor: 2500 A 5.0

Corriente nominal

Seccionadores: 2500 A Transformadores de corriente: 600 – 1200 /1/1/1 A

Capacidad de ruptura de cortocircuito trifásico

6.0

40 kA

7.0

Configuración de barras

(*)

8.0

Número de Celdas

8.1

De línea - transformador

01

9.0

Transformadores de potencia

01

9.1

Potencial Nominal

240 MVA (ONAF)

9.2

Relación de transformación

220± 10 x 1% / 33 kV

9.3

Transformador de corriente en bushings

9.4

Grupo de Conexión

YNd5

9.5

Tipo de Regulación de tomas

Bajo carga

9.6

Mando Sincronizado

Sí

10.0

Sistema de protección y medición

Plano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P07

11.0

Esquema de comunicación y teleprotección

Plano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P15

12.0

Arquitectura de automatización y control

Plano N° EEG-020-2020-KLP-EPO-P14

220 kV 33 kV

: 600-1200/1/1/1 A : 4000/1/1/1 A

Nota: (*)

El proyecto prevé la instalación de una celda líneatransformador, por lo que no instalará barras en el lado de 220 kV de la subestación. La lista no incluye el equipamiento en 33 kV ya que podría estar sujeto a modificación por parte del Titular del Proyecto, lo cual no condiciona la conformidad del EPO.

Central Solar Fotovoltaica Sunny: 1.0

Características técnicas de la Central Solar Fotovoltaica

1.1

Potencia Nominal

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204 MW

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Tecnología de Inversores 1.2

1.3

Banco de Capacitores (en 33 kV)

2.0

Esquema de Control y Protección para Reducción de Generación

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A ser verificados cuando se confirme el fabricante y modelo del inversor a fin de cumplir con los requisitos técnicos del Cap.4 Anexo 1 del PR- 20. (Ver Nota 1) Ver documento “Resumen Ejecutivo" (Ver Nota 2)

Nota: 1. Las características técnicas de los bancos de capacitores, considerados para el cumplimiento del factor de potencia (requisito del Cap. 4, Anexo 1 del PR-20), deberán ser verificados cuando se confirme el fabricante y modelo de los inversores y su respectiva curva de capabilidad. Las características que resulten serán sustentadas en el Estudio de Operatividad. 2. El Proyecto incluirá el equipamiento y medios de comunicación necesarios para implementar un Esquema de Control y Protección que reducirá automáticamente la generación de la Central Solar Fotovoltaica Sunny (en el orden de milisegundos, inclusive), ante la sobrecarga (en operación normal o contingencias) de los siguientes equipos: L-5033, L-5034, L-5036, L-5037, L-2025, L2026, ATXF-001 y ATXF-002

5. ANEXOS Anexo A: Diagrama unifilar del Proyecto

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