Ch Yuscay Tablazo Tgrande Estudios Electricos
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD
“PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS:
CH YUSCAY
CH TABLAZO
CH TAMBOGRANDE”
Version 01
PARTE
ESTUDIOS ELÉCTRICOS DEL PROYECTO 2020-2024
Análisis de la Operación en Estado Estacionario
Cálculos de Cortocircuitos
Estabilidad Transitoria
Mayo, 2015
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
ÍNDICE
Nº Pág
1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 4
2. OBJETIVOS ....................................................................................................................... 6
3. PERIODO DE ESTUDIO .................................................................................................. 7
4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL .......................................................................... 7
5. INFORMACIÓN UTILIZADA......................................................................................... 7
5.1 Demanda Máxima del SEIN .................................................................................. 7
5.2 Demanda por Barras y por Áreas ......................................................................... 8
5.3 Oferta de Generación ........................................................................................... 10
5.4 Sistema de Transmisión ....................................................................................... 11
6. CRITERIOS TÉCNICOS Y METODOLOGÍA ........................................................... 13
6.1 Criterios para el Análisis del Estado Estacionario ............................................ 13
6.2 Criterios para el Análisis de Contingencias ....................................................... 13
6.3 Criterios del Análisis de Cortocircuitos.............................................................. 13
6.4 Criterios para el Análisis de Estabilidad Transitoria ....................................... 13
6.5 Metodología para el Análisis de Contingencias ................................................. 14
6.6 Metodología para el Análisis de Cortocircuitos ................................................. 14
6.7 Metodología para el Análisis de Estabilidad Transitoria ................................. 14
7. ESPECIFICACIONES DE LA CENTRAL Y SUBESTACION ................................. 15
7.1 Características técnicas del equipamiento de la Central .................................. 15
8. ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN .................................... 19
8.1 Conexión al SEIN.................................................................................................. 19
8.2 Datos Asociados al Proyecto: ............................................................................... 21
9. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO .......................... 22
9.1 Resumen de Casos, año 2020 Sin Proyecto......................................................... 22
9.2 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 Sin Proyecto ....................................... 23
9.3 Resumen de Casos, año 2020 con Proyecto ........................................................ 25
9.4 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 con Proyecto ...................................... 27
9.5 Resumen de Casos, año 2024 con Proyecto ........................................................ 29
9.6 Demanda Máxima en Estiaje, año 2024 .............................................................. 30
9.7 Análisis de Resultados Casos Base ...................................................................... 32
10. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS................................................................................ 33
10.1 Casos analizados ................................................................................................... 33
10.2 Casos de Contingencia Escenario Máxima Demanda Avenida 2020 ............... 34
10.3 Caso de Contingencia Salida de Capacitor Escenario Máxima Demanda 2020
35
10.4 Caso de Contingencia Salida de Carga Escenario Máxima Demanda 2020 ... 35
10.5 Caso de Contingencia Salida de Generadores Existentes Escenario Máxima
Demanda 2020 ....................................................................................................... 35
10.6 Caso de Contingencia Salida de Generadores del Proyecto Máxima Demanda
2020 ........................................................................................................................ 35
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
10.7 Análisis de Resultados en Contingencia ............................................................. 36
11. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS ............................................................................ 37
11.1 Premisas ................................................................................................................. 37
11.2 Casos Simulados ................................................................................................... 37
11.3 Cortocircuito 2020 sin Proyecto .......................................................................... 38
11.4 Cortocircuito 2020 Con Proyecto ........................................................................ 38
11.5 Cortocircuito 2024 Con Proyecto ........................................................................ 39
11.6 Cortocircuito 2024 Asimétricos ........................................................................... 40
11.7 Cortocircuito Trifásico 2024 Especial................................................................. 41
11.8 Análisis de Resultados .......................................................................................... 42
12. ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ......................................................... 43
12.1 Reguladores de Velocidad y de Tensión del Proyecto Hidroeléctrico Yuscay-
Tablazo-Tambogrande ......................................................................................... 43
12.2 Prueba de Estabilidad sin Falla Sistema Interconectado .................................. 49
12.3 Estabilidad ante Fallas ......................................................................................... 50
12.4 Tolerancia a Corrientes de Secuencia Negativa ................................................. 51
12.5 Estabilidad Transitoria-Determinación del tiempo crítico de despeje de falla
54
12.6 Análisis de Resultados de Estabilidad ................................................................ 55
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD
PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS YUSCAY-TABLAZO-TAMBOGRANDE
ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO
1. INTRODUCCIÓN
En el Reglamento de Transmisión aprobado por el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM,
publicado en el Diario Oficial El Peruano el 17.05.2007, y los artículos 37° y 66° del
Reglamento de la Ley de Concesiones modificadas por Decreto Supremo N° 076-2009-
EM, se establece que los titulares de las nuevas instalaciones que se conecten al sistema
de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), deben elaborar y
presentar al COES un estudio de Pre Operatividad.
EL COES emitió El Procedimiento N°20 "Ingreso, Modificación y Retiro de
Instalaciones en el SEIN" en el punto 5 se hace referencia a "Alcances - Centrales de
Generación Convencional (CGC)" tema del presente Informe.
La ubicación física de las instalaciones proyectadas para el funcionamiento de las
Centrales Hidroeléctricas de Yuscay, Tablazo y Tambogrande que aprovechará los
recursos hídricos del reservorio de San Lorenzo que mediante canal hacia Yuscay luego
hacia el Partidor, donde están construidos otros canales, que en su trayecto aprovechan
Tablazo y Tambogrande. En el departamento de Piura.
La conexión eléctrica de la Central Hidroeléctrica de Tambogrande se ubicara en el punto
de conexión, a 22 km de la subestación existente de Tambogrande hacia Las Lomas en
22.9 kV.
La Central Hidráulica de Tablazo se conectara con la Central Tambogrande mediante un
línea de 1.5 km en 22.9 kV.
La Central Hidráulica de Yuscay se conectara con la Central Tablazo mediante una línea
de 2.2 km en 22.9 kV.
Para mejorar en nivel de la tensión se prevee instalar un capacitor de 5 MVAR en la
subestación existente de Tambogrande.
La C.H. Yuscay tendrá una capacidad instalada de 1x2.97 MW
La C.H. Tablazo tendrá una capacidad instalada de 1x0.78 MW.
La C.H. Tambogrande tendrá una capacidad instalada de 1x0.97 MW.
Se estima que su inicio de operaciones será en el año 2020.
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Lámina Nº 1: Ubicación geográfica del Reservorio San Lorenzo
Lámina Nº 2: Línea existente Chulucanas-TamboGrande-Las Lomas
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Lámina Nº 3: Ubicación Línea proyecto (punteada) CH Yuscay-CH Tablazo-CH
Tambogrande
2. OBJETIVOS
El presente Estudio de Pre Operatividad tiene los siguientes objetivos principales:
Analizar la operación del SEIN en estado estacionario con y sin proyecto. Con
proyecto en condiciones normales y en contingencia simple, para asegurar la calidad
del servicio en relación a los niveles de tensión en las principales barras en la zona
del proyecto y de los niveles de carga en las líneas de transmisión, ante la presencia
de este nuevo equipamiento.
Analizar los niveles de corriente de falla ante cortocircuitos en las barras de las
subestaciones y asegurar que los equipos de interrupción existentes y previstos en la
zona cercana al proyecto tengan la capacidad suficiente para soportar esta exigencia.
Efectuar la Estimación de la Estabilidad del SEIN, con la finalidad de:
Verificar la Estabilidad de la central en Proyecto ante fallas trifásicas.
Evaluar la máxima corriente de secuencia negativa que puede circular por los
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devanados de armadura de los grupos generadores y el tiempo máximo que los
generadores puede soportar esta exigencia.
Evaluar la Estabilidad de primera oscilación para encontrar el tiempo crítico de falla
trifásica.
3. PERIODO DE ESTUDIO
Con la finalidad de obtener resultados confiables del análisis se han considerado un
número de años suficientes que garanticen los resultados, a partir del periodo 2020,
fechas en que se tiene previsto el inicio de operaciones de esta nueva central. Para el final
del horizonte del estudio el año 2024.
Asimismo, se ha tomado en cuenta el ingreso de diversas instalaciones de generación y
transmisión relacionadas o cercanas a la zona del proyecto, así como, la evolución de la
demanda en todo este periodo.
4. HERRAMIENTA COMPUTACIONAL
Todos los cuadros de resultados numéricos y gráficos mostrados en el presente análisis,
han sido obtenidos utilizando el programa computacional DIgSILENT Power Factory.
5. INFORMACIÓN UTILIZADA
5.1 Demanda Máxima del SEIN
La demanda de potencia del SEIN ha sido obtenida a partir de la información de los
siguientes estudios:
Plan de Transmisión 2014 – COES.
Información proporcionada por el COES en su portal 07.07.2014.
El resultado para la proyección de la demanda máxima del SEIN en el horizonte de
análisis del Estudio se muestra en el cuadro siguiente:
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Cuadro Nº 5.1: Proyección de la Demanda Máxima del SEIN
AÑO GWH % MW % MW %
2013 39663 5562 5562
2014 42313 6.7% 5978 7.5% 5978 7.5%
2015 47066 11.2% 6694 12.0% 6694 12.0%
2016 53204 13.0% 7359 9.9% 7363 10.0%
2017 58602 10.1% 8029 9.1% 8025 9.0%
2018 64023 9.3% 8773 9.3% 8758 9.1%
2019 71642 11.9% 9782 11.5% 9358 6.9%
2020 75869 5.9% 10349 5.8% 10023 7.1%
2021 80269 5.8% 10934 5.7% 10320 3.0%
2022 83721 4.3% 11437 4.6% 11124 7.8%
2023 86567 3.4% 11860 3.7% 11588 4.2%
2024 89510 3.4% 12300 3.7% 11950 3.1%
NOTAS:
Portal COES-Demanda a niv el de generación 2014-2018 Actualizado 07 jul 2014
2019-2024 Asumido
ENERGÍA POTENCIA PLAN ESCENARIO BASE POTENCIA PROYECTO
5.2 Demanda por Barras y por Áreas
Una vez establecida la demanda total de potencia de acuerdo a la proyección establecida
en el numeral anterior, se disgregan las cargas por áreas del SEIN: Norte, Centro y Sur.
A cada área le corresponde el siguiente detalle:
Cargas vegetativas - V(existentes e Incorporadas)
Cargas especiales - E (fijas)
Cargas de Motores
Cargas de nuevos proyectos - P(proyectos)
Esta distribución ha sido obtenida teniendo en cuenta las siguientes premisas:
Las cargas especiales se ubican en las barras (subestaciones) en donde se encuentran
actualmente instaladas.
Los proyectos nuevos se ubicarán en las barras en donde se tiene previsto instalarse.
Las cargas vegetativas siguen la misma tendencia de distribución observada en las
barras existentes.
La relación de los principales proyectos que han sido considerados en el periodo de
proyección se muestra en el cuadro siguiente.
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Cuadro Nº 5.2: Principales Proyectos
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Departamento AREA MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW
Tia Maria (SPCC) Arequipa SUR 10 76 76 76 76 76 76 76
Los Chancas (SPCC) SUR
Amp. Concentradora Cuajone (SPCC) SUR 17 17 46 46 46 46 46 46 46 46
Amp. Concentradora Toquepala (SPCC) Tacna SUR 0 8 72 72 72 72 72 72 72 72
Expansion de Fundicion (SPCC) SUR
Expansion de Refineria (SPCC) SUR
Ampliacion Cerro Verde-500kV Arequipa SUR 0 149 406 406 406 406 406 406 406 406
Ampliacion Quimpac-Oquendo Lima CENTRO 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25
El Brocal (Colquijirca) Cerro de Pasco CENTRO 20 27 27 27 27 27 27 27 27 27
Ampliacon Shougang Hierro Peru Ica SUR 28 70 70 88 100 100 100
Ampliacion Antamina Ancash NORTE 19 34 34 34 79 79 124 124 129 129
Ampliacion Aceros Arequipa-Pisco Ica SUR 6 11 11 16 21 36 36 51 51 51
Ampliacion Cerro Lindo SUR 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
Ampliacion Bayovar (Miski Mayo) Piura NORTE 12 15 15 16 16 17 18 18 18
Ampliacion Cemento Pacasmayo CENTRO 25 25 25 25 25 25 25 25 25
Ampliacion UNACEM-Cementos Lima Lima CENTRO 15 15 16 16 16 17 17 17 17 17
Toromocho (Chinalco) Junin CENTRO 154 160 216 216 216 216 216 216 216 216
Pachapaqui Ancash NORTE 0 8 12 16 16 16 16 16 16
Minas Conga NORTE
Ampliacion Antapacay (GLENCORE XSTRATA) Cusco SUR 82 82 82 82 82 82 82 82 82 82
Las Bambas (MMG) Apurimac SUR 0 3 42 150 150 150 150 150 150 150
Coroccohuayco (GLENCORE XSTRATA) CENTRO 0 0 0 0 65 65 65 65 65 65
Constancia (Hudbay) Cusco CENTRO 62 87 87 87 87 87 87 87 87 87
Galeno (Lumina) NORTE 30 120 120 120
Bongará-Cajamarquilla (Votorantim) Amazonas NORTE 2 8 8 8 8 8 8
Quechua NORTE 37 75 75 75 75
Quellaveco (Angloamerican) Moquegua SUR 2 8 14 112 112 112
Mina Chapi Arequipa SUR 7 26 26 26 26 26 26
Chucapaca Moquegua SUR 10 62 62 62 62 62 62
Hilarion (Milpo) CENTRO
Pukaqaqa (Milpo) Huancavelica CENTRO 10 40 40 40 40 40 40
Pampa de Pongo (JMP) Arequipa SUR 40 60 80 80 80 80 80
Los Calatos (Hampton) NORTE
Michiquillay (Angloamerican) NORTE
Cañariaco NORTE
La Granja (Rio Tinto) Cajamarca NORTE 148
Sulliden (Shahuindo) Cajamarca NORTE 8 8 8 15 15 15 15 15
Haquira (Antares) Apurimac SUR 12 24 24 24 88 88 88 88
Creditex (Trutex) La Libertad NORTE 14 14 14 14 15 15 15 15
Mina Justa (Marcobre) Ica SUR 5 5 15 35 35 35 35
Rio Blanco NORTE
Ampliacion Refinieria Talara (PERUPETRO) NORTE
Corani Puno SUR 21 41 41 41 41 41 41 41
Inmaculada-Suyamarca (Hochschild) Ayacucho SUR 19 19 20 20 20 20 20 20 20
La Arena La Libertad NORTE 2 3 65 65 65 65 65 65 65 65
El Porvenir Pasco CENTRO 5 24 24 24 24 24 24 24 24
Mina Alpamarca Junin CENTRO 6 15 15 15 15 15 15 15 15
Cementos Piura Piura NORTE 25 25 25 25 25 25 25 25 25
Nueva Planta de Oxidos VOLCAN Junin CENTRO 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16
Ampliacion SIDERPERU Ancash NORTE 0 33 33 33 33 33 33
Ollachea (Kuri Kullu) Puno SUR 4 7 10 11 12 11 11 11 11 7
Salmueras Sudamericanas Piura NORTE 0 25 25 25 25 25 25 25 25
Accha-Azod-(Zincore Metals) Apurimac SUR 17 34 34 34 34 34 34 34 34
Ampliacion UNACEM-Concorcocha Junin CENTRO 7 11 28 39 40 41 42 42 42 42
Total de Proyectos - Zona Norte 21 74 194 200 289 333 448 539 544 692
Total de Proyectos - Zona Centro 299 377 479 500 596 598 599 599 599 599
Total de Proyectos - Zona Sur 112 316 773 1,071 1,222 1,282 1,370 1,495 1,495 1,456
TOTAL PROYECTOS 432 767 1,446 1,771 2,107 2,213 2,417 2,633 2,638 2,747
PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA
PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA 2014 - 2023
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5.3 Oferta de Generación
De manera similar al caso de la Demanda, la información del programa de expansión del
parque generador del SEIN durante el periodo de análisis ha sido obtenida considerando
la siguiente información:
Plan de Transmisión 2014 COES.
Información proporcionada por el COES portal 07.07.2014
Las nuevas unidades de generación utilizadas en los análisis de cada año se presentan a
continuación.
Cuadro Nº 5.3: Programa de Obras de Generación
FECHA PROYECTO TECNOLOGIA EMPRESA ZONA MW
Jul-2014 Central Eólica Talara Eólica ENERGIA EOLICA Norte 30.00
Jul-2014 Central Eólica Cupisnique Eólica ENERGIA EOLICA Norte 80.00
Aug-2014 CH Santa Teresa - G1 Hidroeléctrica LUZ DEL SUR Sur 49.06
Nov-2014 CT Fenix-TG11 Ciclo Combinado FENIX POWER PERU Centro 268.00
Nov-2014 Central Biomasa La Gringa V Biomasa CONSORCIO ENERGIA LIMPIA Centro 2.00
ene-2015 CH Runatullo III Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA JUNIN Centro 20.00
ene-2015 CH Machupicchu II Hidroeléctrica EGEMSA Sur 99.86
ene-2015 Central Solar Moquegua FV Solar SOLARPARCK CORPORATION TECNOLOGICA Sur 16.00
ene-2015 CH Canchayllo Hidroeléctrica ALDANA CONTRATISTAS GENERALES Centro 5.20
Mar-2015 Reserva Fria- Planta Puerto Maldonado Dual Diesel B5/Gas NaturalINFRAESTRUCTURAS Y ENERGIAS DEL PERU Sur 18.00
Mar-2015 Reserva Fria- Planta Pucallpa Dual Diesel B5/Gas NaturalINFRAESTRUCTURAS Y ENERGIAS DEL PERU Centro 40.00
abr-2015 CH Runatullo II Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA JUNIN Centro 19.00
abr-2015 CH Santa Teresa - G2 Hidroeléctrica LUZ DEL SUR Sur 49.06
abr-2015 CH Quitaracsa Hidroeléctrica ENERSUR Norte 111.80
Jun-2015 Reserva Fria-Planta de Eten Dual Diesel B5/Gas NaturalPLANTA DE RESERVA FRIA DE GENERACION ETEN Norte 219.00
ago-2015 CH Tingo Hidroeléctrica COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO Centro 8.80
ene-2016 Parque Eólico Tres Hermanas Eólica CONSORCIO TRES HERMANAS Centro 97.15
ene-2016 CH 8 de Agosto Hidroeléctrica GENERACION ANDINA Centro 19.00
ene-2016 CH El Carmen Hidroeléctrica GENERACION ANDINA Centro 8.40
ene-2016 CH Cheves I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CHEVES-SN POWER Centro 168.00
ene-2016 CH Chancay Hidroeléctrica SINERGESA Centro 19.20
May-2016 CT Mollendo-Nodo Energetico del Sur Dual Diesel B5/Gas NaturalSAMAY 1 Sur 500.00
Jul-2016 CH Manta Hidroeléctrica PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGIAS RENOVABLES Norte 19.78
Jul-2016 CH Cerro del Aguila Hidroeléctrica CERRO DEL AGUILA Centro 525.00
ago-2016 CH RenovAndes H1 Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION SANTA ANA Centro 19.99
ago-2016 CH Chaglla Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA Centro 456.00
Nov-2016 CH Huatziroki I Hidroeléctrica ARSAC CONTRATISTAS GENERALES Centro 11.08
Nov-2016 CH Carpapata III Hidroeléctrica UNION ANDINA DE CEMENTOS Centro 12.80
dic-2016 CH La Virgen Hidroeléctrica PERUANA DE ENERGIA Centro 64.00
ene-2017 CH Marañon Hidroeléctrica HIDROELECTRICA MARAÑON Centro 88.00
ene-2017 CH Zaña 1 Hidroeléctrica ELECTRO ZAÑA Norte 13.20
ene-2017 CH Colca Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CANCHAYLLO Centro 12.05
ene-2017 CH Yarucaya Hidroeléctrica HUAURA POWER GROUP Centro 16.50
ene-2017 CH Santa Lorenza I Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA SANTA LORENZA Centro 18.70
ene-2017 CH Carhuac Hidroeléctrica ANDEAN POWER Centro 15.80
ene-2017 CH Potrero Hidroeléctrica EMPRESA ELECTRICA AGUA AZUL Norte 19.90
ene-2017 CH Hydrika 1-5 Hidroeléctrica INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU 38.60
ene-2017 CH Karpa Hidroeléctrica HIDROELECTRICA KARPA 19.00
ene-2017 CH Laguna Azul Hidroeléctrica HIDROELECTRICA LAGUNA AZUL 20.00
Mar-2017 CH Cola 1 Hidroeléctrica HIDROELECTRICA COLA Norte 10.40
Mar-2017 CT Ilo-Nodo Energetico Sur Dual Diesel B5/Gas NaturalENERSUR 500.00
abr-2017 CT Santo Domingo de los Olleros-TV Ciclo Combinado TERMOCHILCA Centro 86.00
ene-2018 CH Pucara Hidroeléctrica EMPRESA DE GENERACION HIDROELECTRICA DEL CUSCO Sur 149.80
ene-2018 CH Angel III Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGIA DEL PERU Sur 19.95
ene-2018 CH Angel I Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGIA DEL PERU Sur 19.95
ene-2018 CH Angel II Hidroeléctrica GENERADORA DE ENERGIA DEL PERU Sur 19.95
ene-2018 CH Tulumayo IV Hidroeléctrica EGEJUNIN TULUMAYO IV Centro 40.00
ene-2018 CH Tulumayo V Hidroeléctrica EGEJUNIN TULUMAYO V Centro 65.00
ene-2018 CH Macon Hidroeléctrica EGEJUNIN MACON Centro 10.00
ene-2018 CH Langui II Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELECTRICA DE LANGUI Sur 2.90
ene-2018 CH Huasicancha Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELECTRICA CANCHAYLLO Centro 6.25
ene-2018 CH Chilcay Hidroeléctrica CENTRAL HIDROELECTRICA CANCHAYLLO Centro 12.01
dic-2018 CH Pallca Hidroeléctrica ANDEAN POWER Centro 10.10
ene-2018 CH Muchcapata Hidroeléctrica NUEVA ESPERANZA ENERGY Centro 8.10
ene-2018 CH Nueva Esperanza Hidroeléctrica NUEVA ESPERANZA ENERGY Centro 9.34
Jul-2018 Central Solar Fotovoltaica La Joya Solar ENEL GREEN POWER PERU 18.00
Jul-2018 Central Solar Fotovoltaica Pampa de Siguas Solar ENEL GREEN POWER PERU 19.00
Jul-2018 CH Las Cruces Hidroeléctrica GENERAL COMMERCE 14.60
NOTAS:
Portal COES-Programa Obras 2014-2018 - Actualizado 07 jul 2014
PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN 2014 - 2018
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
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5.4 Sistema de Transmisión
La información utilizada para efectuar la expansión del Sistema de Transmisión del SEIN
ha sido obtenida de los siguientes estudios:
Plan de Transmisión 2014 COES
Información proporcionada por el COES portal 07.07.2014
En el cuadro N° 5 siguiente, se presenta la relación de instalaciones de transmisión del
SEIN y las asociadas al proyecto en donde se indican las fechas en que iniciarán su
operación en cada uno de los años del periodo de simulación.
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Cuadro Nº 5.4: Expansión del Sistema de Transmisión
FECHA PROYECTOEMPRESA
ago-2014 SE Nueva Jicamarca (SE Mirador) 220 kV - 120 MVA EDELNOR
ago-2014 LT 220 kV Carabayllo-Nueva Jicamarca (doble circuito) EDELNOR
ago-2014 Repotenciacion de la LT 220 kV Piura Oeste-Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA REP
ago-2014 SE La Ramada 220 kV-30MVA YAMOBAMBA
oct-2014 Repotenciacion de la LT 220 kV Paragsha - Vizcarra de 152 MVA a 250 MVA ISA
dic-2014
Ampliacion de la Capacidad de Transmision de la Linea 220 kV San Juan-Chilca(L-2093) de 350
MVA a 700 MVA (conversion a doble terna) REP
ene-2015 Nueva SE Reque 220 kV (antes llamada SE Chiclayo Sur) REP
ene-2015 SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifasico de 220/60/10 kV - 30 MVA REP
ene-2015 SE Pucallpa: Instalación de banco de Condensadores de 20 Mvar - 60 kV -
ene-2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV REP
ene-2015 Repotenciacion de la LT 138 kV Aguaytia-Pucallpa -
abr-2015 LT 220 kV Machupicchu-Abancay Nueva-Cotaruse(doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas CTM
abr-2015 Repotenciacion de la LT 138 kV Paragsha II-Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP
abr-2015
Ampliacion de la Capacidad de Transmision de la Linea 220 kV Ventanilla-Zapallal (L-2242/L2243)
de 152 MVA a 270 MVA por terna REP
abr-2015 LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) REP
jun-2015 SE Shahuindo 220 kV MINERA SULLIDEN
jul 2015 LT 138 kV Socabaya-Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones SEAL
dic-2015 Nueva SE Ilo 3 138/220 kV de 400 MVA SOUTHERN PERU
ene-2016 Repotenciacion de la LT 220 kV San Juan-Balnearios de 2x860 A a 2x1300 A LUZ DEL SUR
ene-2016 Repotenciacion de la LT 220 kV Huanza-Carabayllo -
ene-2016
Ampliacion de la capacidad de transformacion en las SSEE Aguaytia 220/138/22.9kV y Pucallpa
138/60/10 kV -
may-2016
LT 220 kV Carhuaquero-Cajamarca Norte (300MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte-Caclic-
Moyobamba (200 MVA) COBRA
jul-2016 LT 138 kV Santiago de Cao-Malabrigo(41.36 km) y SE Malabrigo de 138/60 kV -
jul-2016 Proyecto Anillo en 138 kV Sistema Electrico Trujillo con 8.32 km de LT 138 kV -
ago-2016 LT 220 kV Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y SSEE Asociadas ABENGOA PERU
sep-2016 LT 220 kV La Planice REP-Industriales -
oct-2016 SE Orcotuma 220/60 kV, 40 MVA y dos lineas de transmision en 220 kV -
dic-2016 SE Malvinas (Nueva Colonial) 220 kV -2x180MVA EDELNOR
dic-2016 LT 220 kV Mirador (Nueva Jicamarca)-Malvinas(Nueva Colonial) EDELNOR
ene-2017 LT 500 kV Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Montalvo y SSEE Asociadas ISA
ene-2017 Primera etapa de la SE Carapongo 500/220 kV y enlaces de conexion de lineas aledañas -
ene-2017 LT 220 kV Friaspata-Mollepata y SE Mollepata 220/66kV - 50 MVA -
ene-2017 LT 220 kV Moquegua-Los Heroes (2do circuito) y Ampliacion de la SE Los Heroes -
ene-2017 LT 220 kV Industriales-Corpac -
ene-2017 Nueva SE Corpac 220 kV-2x50 MVA -
ene-2017 Repotenciacion de la LT 220 kV Pachachaca-Callahuanca -
ene-2017 Repotenciacion de la LT 220 kV Pomacocha-San Juan -
abr-2017 SE Nueva Lurin 220 kV -
abr-2017 SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA -
abr-2017 SE Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA
may-2017 LT 220 kV Azangaro-Juliaca-Puno y SSEE Asociadas -
jul-2017 LT 220 kV Nicolas Ayllon-Drv. Nicolas Ayllon -
jul-2017 Nueva SE Nicolas Ayllon 220 kV -
ene-2018 Repotenciacion de la LT 220 kV Tingo Maria-Vizcarra-Conococha -
ene-2018 Repotenciacion de la LT 220 kV Trujillo-Cajamarca -
NOTAS:
Portal COES-Programa Obras - Actualizado 07 jul 2014
PROGRAMA DE OBRAS DE TRANSMISIÓN 2014- 2018
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6. CRITERIOS TÉCNICOS Y METODOLOGÍA
6.1 Criterios para el Análisis del Estado Estacionario
La tensión en barras del sistema de transmisión debe estar en el rango de 95% a
105% de la tensión nominal de la barra.
La tensión nominal de la barra Mantaro es de 230 kV, la tensión nominal de Lima es
de 210 kV y para el resto del sistema es de 220 kV.
No se permite sobrecargas en transformadores.
La carga en líneas no debe superar el 100%.
Los generadores con potencia inferior a 5 MW, deberán operar a su factor de
potencia nominal.
Los generadores con potencia superior a 5 MW deberán operar según su rango
operativo definido por el COES. Los rangos reactivos, están definidos por las curvas
de capabilidad (diagramas P-Q) de los generadores.
6.2 Criterios para el Análisis de Contingencias
El sistema será evaluado considerando el criterio N-1 determinístico por desconexión
de líneas relacionadas con el Proyecto.
No se permite sobrecargas en transformadores.
La sobrecarga en líneas no debe superar el 20% por cuatro horas.
La tensión no debe ser inferior a 0.9 p.u.
6.3 Criterios del Análisis de Cortocircuitos
El sistema será evaluado considerando la norma IEC 909 2001
Se analizan fallas simétricas y asimétricas, para casos de cortocircuito trifásico,
cortocircuito bifásico a tierra y cortocircuito monofásico a tierra.
6.4 Criterios para el Análisis de Estabilidad Transitoria
En la Estimación del Tiempo Crítico de despeje de falla
Con las simulaciones de estabilidad transitoria se determinará el tiempo máximo que
puede permanecer una falla trifásica sin que las unidades de generación pierdan
sincronismo.
Las simulaciones se realizan para un tiempo de 1 segundo.
En casos de requerirse los amortiguamientos de la potencia y la frecuencia la
simulación se extiende a 20 segundos.
Las variables a examinar serán los ángulos de las máquinas, velocidad de máquinas,
potencias en líneas de transmisión y tensión en barras.
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En la tolerancia a corrientes de secuencia negativa
El sistema será evaluado para falla bifásica sin contacto a tierra.
El tiempo máximo de despeje de la falla para motivos de simulación, será de 400 ms
después de iniciado el evento y con apertura definitiva del elemento de transmisión
involucrado.
Soporte de la Estabilidad de la central
El sistema será evaluado para fallas en el sistema.
6.5 Metodología para el Análisis de Contingencias
El sistema será evaluado considerando el criterio N-1 determinístico para líneas
relacionadas con el Proyecto.
Se preparan cuadros resúmenes de los flujos de potencia en líneas de transmisión y
transformadores, resaltando los que se encuentran fuera del rango permitido.
6.6 Metodología para el Análisis de Cortocircuitos
Se simulan fallas trifásicas y monofásicas en barras relacionadas con el proyecto para
los años relevantes
Se verifica que los niveles de cortocircuito estén por debajo de las capacidades de los
interruptores.
Para el caso de cortocircuito especial, en el escenario seleccionado, previamente se
deberán poner en servicio todas las unidades de generación disponibles.
6.7 Metodología para el Análisis de Estabilidad Transitoria
En la Estimación del Tiempo Crítico de despeje de falla
Realizar simulaciones de estabilidad para las condiciones de falla trifásica.
Las fallas serán provocadas en las ubicaciones más críticas para los generadores de la
Central en análisis, lo cual podría ser, en su línea de transmisión y en bornes del
transformador lado de alta.
Se iniciará con un tiempo de apertura de los interruptores y despeje de la falla en un
valor relativamente alto, luego se irá reduciendo progresivamente hasta que ninguna
unidad de generación pierda sincronismo.
En la tolerancia a corrientes de secuencia negativa
Se simulará una falla bifásica, considerando en servicio una sola unidad de la C.H.
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7. ESPECIFICACIONES DE LA CENTRAL Y SUBESTACION
El Proyecto Hidroeléctrico de la CH Yuscay tendrá un generador de 1x2.97 MW.
La CH Tablazo tendrá un generador de 1x0.78 MW.
Y la CH Tambogrande tendrá un generador de 1x0.97 MW.
Se estima que los trabajos de instalación de las nuevas unidades de generación y el
sistema de transformación, subestación y líneas de transmisión, concluirán en el primer
semestre del año 2020.
7.1 Características técnicas del equipamiento de la Central
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Cuadro 7.1 Equipamiento de generación CH Yuscay FICHA TECNICA N° 1
CENTRALES Y UNIDADES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
1 DATOS DE LA UNIDAD
1.1
1.2 Código del grupo
1.3
1.4 2020
2 TURBINA
2.1 Tipo Kaplan
2.2 Fabricante -
2.3 Modelo -
2.4 Serie
2.5 Potencia 2.5.1 Efectiva [MW] 2.97
2.5.2 Instalada [MW] 2.97
2.5.3 Nominal [MW] 2.97
2.5.4 Nominal aparente [MVA] -
2.5.5 Máxima [MW]
2.5.6 Mínima [MW]
2.5.7 De sincronizacion [MW]
2.6 Velocidad 2.6.1 Rotación [rpm] 360.00
2.6.2 Toma de carga [MW/min]
2.6.3 Reducción de carga [MW/min]
2.7 Tiempo 2.7.1 Desde el arranque hasta la sincronizacion [min]
2.7.2 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [min]
2.7.3 De sincronización luego de salir por una perturbación [min]
2.7.4 De arranque en negro (black start) [min] NO
2.7.5 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [min]
2.7.6 Desde fuera de sincronización hasta la parada [min]
2.7.7 Mínimo entre arranques 2.7.7.1 En situaciones normales [min]
sucesivos 2.7.7.2 En situaciones de emergencia [min]
2.7.8 Máximo de operación a la potencia mínima [h]
2.7.9 Mínimo de operación [h]
2.8 Energía producida 2.8.1 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [kWh]
2.8.2 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [kWh]
2.9 Caudal 2.9.1 Mínimo turbinable [m³/s]
2.9.2 Máximo turbinable [m³/s]
2.10 Rendimiento 2.10.1 A condiciones de potencia efectiva [MW/m3/s]
2.10.2 Curva de rendimiento 2.10.2.1 Coeficiente a
a condiciones de 2.10.2.2 Coeficiente b
potencia efectiva 2.10.2.3 Coeficiente c
2.11 Costos 2.11.1 Costo de mantenimiento debido al desgaste ocasionado por los sólidos en suspensión del agua (en un plazo máximo de dos años para unidades nuevas)[S/./kWh]
2.11.2 Limitaciones en la generación debidas a sólidos en suspensión (indicar concentraciones máximas permisibles en un plazo máximo de 2 años para unidades nuevas)2.11.2.1 Concentracion de solidos en suspensión maximo para operar [g/l]
2.11.2.2 Concentracion de solidos en suspensión minimo para ingresar[g/l]
2.12 Consumo de servicios auxiliares [kW] 200.00
2.13 Salto neto máximo [m] 14.92
2.14 Salto neto mínimo [m] -
2.15
Nota: Los va lores defini tivos de 2,14 corresponderán a los obtenidos en las pruebas de puesta en servicio, donde sea apl icable.
3 GENERADOR ELÉCTRICO
3.1 Potencia [MVA] 3.50
3.2 Velocidad de rotación [rpm] 360
3.3 Velocidad de embalamiento [rpm] 864
3.4 Número de polos 20
3.5 Curva de capabilidad de las unidades de generación (MW-MVAr) -
3.6 Capacidad de 3.6.1 Capacitiva 3.6.1.1 En mínimo técnico [MVAr]
generación 3.6.1.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]
reactiva 3.6.1.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.6.2 Inductiva 3.6.2.1 En mínimo técnico [MVAr]
3.6.2.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.6.2.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.7 Tensión 3.6.3 Generación 3.6.3.1 Nominal [kV] 6.90
3.6.3.2 Mínima [kV]
3.6.3.3 Máxima [kV]
3.6.4 Excitación 3.6.4.1 Mínima de excitación VDC [V] -
3.6.4.2 Máxima de excitación VDC [V] -
3.6.5 Servicios 3.6.5.1 Mínima [V] -
Auxiliares 3.6.5.2 Máxima [V]
3.8 Factor de Potencia 0.85
3.9 Arranque en negro (Black Start) [si/no] no
3.10 Parámetros (reactancias y 3.10.1 Reactancia transitoria de eje directo (X'd) 0.340
constantes de tiempo) y 3.10.2 Reactancia subtransitoria de eje directo (X''d) 0.222
Constante de Inercia de los 3.10.3 Reactancia de armadura de secuencia negativa (X2) 0.222
generadores, requeridos para 3.10.4 Reactancia de armadura de secuencia cero (X0) 0.034
realizar estudios de estado 3.10.5 Cte. tiempo transitoria de eje directo en cortocircuito (T'd) 0.853
estacionario y dinámico. 3.10.6 Cte. de tiempo transitoria de eje en cuadratura a circuito abierto (T'qo) 0.000
3.10.7 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura a circuito abierto (T''qo) 0.030
3.10.8 Constante de tiempo de la componente de segundo armonico de cortocircuito (Ta) 0.051
3.10.9 Reactancia de Potier 0.230
3.10.10 Reactancia de dispercion 0.000
3.10.11 Momento de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 0.000
3.10.12 Resistencia de armadura sec. Positiva (Ra) 0.005
3.10.13 Relación de potencia de cortocircuito 0.000
3.10.14 S(1.0) 0.000
3.10.15 S(1.2) 0.000
3.10.16 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura en cortocircuito (T''q) 0.017
3.10.17 Sobrefrecuencia 0.000
3.10.18 Cte. tiempo transitoria de eje cuadratura en cortocircuito (T'q) 0.000
3.10.19 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.0 p.u. 0.000
3.10.20 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.2 p.u. 0.000
3.10.21 Resistencia de armadura de secuencia negativa (R2) 0.015
3.10.22 Resistencia de neutro (reflejada al estator:3*Rn) 0.000
3.10.23 Reactancia de neutro (reflejada al estator:3*Xn) 0.000
3.10.24 Cte. de tiempo subtransitoria de eje directo a circuito abierto (T''do) 0.017
3.10.25 Constante de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 3.000
3.10.26 Reactancia sincrónica de eje en cuadratura (Xq) 0.682
3.10.27 Reactancia transitoria de eje cuadratura (X'q) 0.600
3.10.28 Cte. de tiempo transitoria de eje directo a circuito abierto (T'do) 2.558
3.10.29 Reactancia subtransitoria de eje cuadratura (X''q) 0.300
3.10.30 Resistencia de armadura de secuencia cero (R0) 0.000
3.10.31 Cte. tiempo subtransitoria de eje directo en cortocircuito (T''d) 0.015
3.10.32 Reactancia sincrónica de eje directo (Xd) 1.023
CH. YUSCAY 1 X2.97 MW
Código de la Central
Datos de placa, de pruebas en fábrica y de puesta en servicio, de las unidades de las turbinas y de los generadores eléctricos.
Fecha de Ingreso en operación comercial
Diagrama de Bloques del Sistema de Control Carga-Frecuencia. Indicando los valores de los parámetros: constante de inercia de
la turbina, constante de tiempo del agua de la turbina, el ajuste del estatismo de la unidad de generación, y otros requeridos para
los análisis dinámicos.
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Cuadro 7.2 Equipamiento de generación CH Tablazo FICHA TECNICA N° 1
CENTRALES Y UNIDADES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
1 DATOS DE LA UNIDAD
1.1
1.2 Código del grupo
1.3
1.4 2020
2 TURBINA
2.1 Tipo Kaplan
2.2 Fabricante -
2.3 Modelo -
2.4 Serie
2.5 Potencia 2.5.1 Efectiva [MW] 0.78
2.5.2 Instalada [MW] 0.78
2.5.3 Nominal [MW] 0.78
2.5.4 Nominal aparente [MVA] -
2.5.5 Máxima [MW]
2.5.6 Mínima [MW]
2.5.7 De sincronizacion [MW]
2.6 Velocidad 2.6.1 Rotación [rpm] 300.00
2.6.2 Toma de carga [MW/min]
2.6.3 Reducción de carga [MW/min]
2.7 Tiempo 2.7.1 Desde el arranque hasta la sincronizacion [min]
2.7.2 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [min]
2.7.3 De sincronización luego de salir por una perturbación [min]
2.7.4 De arranque en negro (black start) [min] NO
2.7.5 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [min]
2.7.6 Desde fuera de sincronización hasta la parada [min]
2.7.7 Mínimo entre arranques 2.7.7.1 En situaciones normales [min]
sucesivos 2.7.7.2 En situaciones de emergencia [min]
2.7.8 Máximo de operación a la potencia mínima [h]
2.7.9 Mínimo de operación [h]
2.8 Energía producida 2.8.1 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [kWh]
2.8.2 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [kWh]
2.9 Caudal 2.9.1 Mínimo turbinable [m³/s]
2.9.2 Máximo turbinable [m³/s]
2.10 Rendimiento 2.10.1 A condiciones de potencia efectiva [MW/m3/s]
2.10.2 Curva de rendimiento 2.10.2.1 Coeficiente a
a condiciones de 2.10.2.2 Coeficiente b
potencia efectiva 2.10.2.3 Coeficiente c
2.11 Costos 2.11.1 Costo de mantenimiento debido al desgaste ocasionado por los sólidos en suspensión del agua (en un plazo máximo de dos años para unidades nuevas)[S/./kWh]
2.11.2 Limitaciones en la generación debidas a sólidos en suspensión (indicar concentraciones máximas permisibles en un plazo máximo de 2 años para unidades nuevas)2.11.2.1 Concentracion de solidos en suspensión maximo para operar [g/l]
2.11.2.2 Concentracion de solidos en suspensión minimo para ingresar[g/l]
2.12 Consumo de servicios auxiliares [kW] 200.00
2.13 Salto neto máximo [m] 8.00
2.14 Salto neto mínimo [m] -
2.15
Nota: Los va lores defini tivos de 2,14 corresponderán a los obtenidos en las pruebas de puesta en servicio, donde sea apl icable.
3 GENERADOR ELÉCTRICO
3.1 Potencia [MVA] 1.70
3.2 Velocidad de rotación [rpm] 300
3.3 Velocidad de embalamiento [rpm] 720
3.4 Número de polos 24
3.5 Curva de capabilidad de las unidades de generación (MW-MVAr) -
3.6 Capacidad de 3.6.1 Capacitiva 3.6.1.1 En mínimo técnico [MVAr]
generación 3.6.1.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]
reactiva 3.6.1.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.6.2 Inductiva 3.6.2.1 En mínimo técnico [MVAr]
3.6.2.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.6.2.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.7 Tensión 3.6.3 Generación 3.6.3.1 Nominal [kV] 6.90
3.6.3.2 Mínima [kV]
3.6.3.3 Máxima [kV]
3.6.4 Excitación 3.6.4.1 Mínima de excitación VDC [V] -
3.6.4.2 Máxima de excitación VDC [V] -
3.6.5 Servicios 3.6.5.1 Mínima [V] -
Auxiliares 3.6.5.2 Máxima [V]
3.8 Factor de Potencia 0.50
3.9 Arranque en negro (Black Start) [si/no] no
3.10 Parámetros (reactancias y 3.10.1 Reactancia transitoria de eje directo (X'd) 0.340
constantes de tiempo) y 3.10.2 Reactancia subtransitoria de eje directo (X''d) 0.222
Constante de Inercia de los 3.10.3 Reactancia de armadura de secuencia negativa (X2) 0.222
generadores, requeridos para 3.10.4 Reactancia de armadura de secuencia cero (X0) 0.034
realizar estudios de estado 3.10.5 Cte. tiempo transitoria de eje directo en cortocircuito (T'd) 0.853
estacionario y dinámico. 3.10.6 Cte. de tiempo transitoria de eje en cuadratura a circuito abierto (T'qo) 0.000
3.10.7 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura a circuito abierto (T''qo) 0.030
3.10.8 Constante de tiempo de la componente de segundo armonico de cortocircuito (Ta) 0.051
3.10.9 Reactancia de Potier 0.230
3.10.10 Reactancia de dispercion 0.000
3.10.11 Momento de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 0.000
3.10.12 Resistencia de armadura sec. Positiva (Ra) 0.005
3.10.13 Relación de potencia de cortocircuito 0.000
3.10.14 S(1.0) 0.000
3.10.15 S(1.2) 0.000
3.10.16 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura en cortocircuito (T''q) 0.017
3.10.17 Sobrefrecuencia 0.000
3.10.18 Cte. tiempo transitoria de eje cuadratura en cortocircuito (T'q) 0.000
3.10.19 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.0 p.u. 0.000
3.10.20 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.2 p.u. 0.000
3.10.21 Resistencia de armadura de secuencia negativa (R2) 0.015
3.10.22 Resistencia de neutro (reflejada al estator:3*Rn) 0.000
3.10.23 Reactancia de neutro (reflejada al estator:3*Xn) 0.000
3.10.24 Cte. de tiempo subtransitoria de eje directo a circuito abierto (T''do) 0.017
3.10.25 Constante de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 3.000
3.10.26 Reactancia sincrónica de eje en cuadratura (Xq) 0.682
3.10.27 Reactancia transitoria de eje cuadratura (X'q) 0.600
3.10.28 Cte. de tiempo transitoria de eje directo a circuito abierto (T'do) 2.558
3.10.29 Reactancia subtransitoria de eje cuadratura (X''q) 0.300
3.10.30 Resistencia de armadura de secuencia cero (R0) 0.000
3.10.31 Cte. tiempo subtransitoria de eje directo en cortocircuito (T''d) 0.015
3.10.32 Reactancia sincrónica de eje directo (Xd) 1.023
CH. TABLAZO 1 X0.78 MW
Código de la Central
Datos de placa, de pruebas en fábrica y de puesta en servicio, de las unidades de las turbinas y de los generadores eléctricos.
Fecha de Ingreso en operación comercial
Diagrama de Bloques del Sistema de Control Carga-Frecuencia. Indicando los valores de los parámetros: constante de inercia de
la turbina, constante de tiempo del agua de la turbina, el ajuste del estatismo de la unidad de generación, y otros requeridos para
los análisis dinámicos.
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Cuadro 7.2 Equipamiento de generación CH Tambogrande FICHA TECNICA N° 1
CENTRALES Y UNIDADES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
1 DATOS DE LA UNIDAD
1.1
1.2 Código del grupo
1.3
1.4 2020
2 TURBINA
2.1 Tipo Kaplan
2.2 Fabricante -
2.3 Modelo -
2.4 Serie
2.5 Potencia 2.5.1 Efectiva [MW] 0.97
2.5.2 Instalada [MW] 0.97
2.5.3 Nominal [MW] 0.97
2.5.4 Nominal aparente [MVA] -
2.5.5 Máxima [MW]
2.5.6 Mínima [MW]
2.5.7 De sincronizacion [MW]
2.6 Velocidad 2.6.1 Rotación [rpm] 450.00
2.6.2 Toma de carga [MW/min]
2.6.3 Reducción de carga [MW/min]
2.7 Tiempo 2.7.1 Desde el arranque hasta la sincronizacion [min]
2.7.2 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [min]
2.7.3 De sincronización luego de salir por una perturbación [min]
2.7.4 De arranque en negro (black start) [min] NO
2.7.5 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [min]
2.7.6 Desde fuera de sincronización hasta la parada [min]
2.7.7 Mínimo entre arranques 2.7.7.1 En situaciones normales [min]
sucesivos 2.7.7.2 En situaciones de emergencia [min]
2.7.8 Máximo de operación a la potencia mínima [h]
2.7.9 Mínimo de operación [h]
2.8 Energía producida 2.8.1 Desde sincronización hasta la potencia efectiva [kWh]
2.8.2 Desde la potencia efectiva hasta fuera de sincronización [kWh]
2.9 Caudal 2.9.1 Mínimo turbinable [m³/s]
2.9.2 Máximo turbinable [m³/s]
2.10 Rendimiento 2.10.1 A condiciones de potencia efectiva [MW/m3/s]
2.10.2 Curva de rendimiento 2.10.2.1 Coeficiente a
a condiciones de 2.10.2.2 Coeficiente b
potencia efectiva 2.10.2.3 Coeficiente c
2.11 Costos 2.11.1 Costo de mantenimiento debido al desgaste ocasionado por los sólidos en suspensión del agua (en un plazo máximo de dos años para unidades nuevas)[S/./kWh]
2.11.2 Limitaciones en la generación debidas a sólidos en suspensión (indicar concentraciones máximas permisibles en un plazo máximo de 2 años para unidades nuevas)2.11.2.1 Concentracion de solidos en suspensión maximo para operar [g/l]
2.11.2.2 Concentracion de solidos en suspensión minimo para ingresar[g/l]
2.12 Consumo de servicios auxiliares [kW] 200.00
2.13 Salto neto máximo [m] 13.40
2.14 Salto neto mínimo [m] -
2.15
Nota: Los va lores defini tivos de 2,14 corresponderán a los obtenidos en las pruebas de puesta en servicio, donde sea apl icable.
3 GENERADOR ELÉCTRICO
3.1 Potencia [MVA] 1.70
3.2 Velocidad de rotación [rpm] 450
3.3 Velocidad de embalamiento [rpm] 1,080
3.4 Número de polos 16
3.5 Curva de capabilidad de las unidades de generación (MW-MVAr) -
3.6 Capacidad de 3.6.1 Capacitiva 3.6.1.1 En mínimo técnico [MVAr]
generación 3.6.1.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]
reactiva 3.6.1.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.6.2 Inductiva 3.6.2.1 En mínimo técnico [MVAr]
3.6.2.2 Al 50 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.6.2.3 Al 100 % de la potencia efectiva [MVAr]
3.7 Tensión 3.6.3 Generación 3.6.3.1 Nominal [kV] 6.90
3.6.3.2 Mínima [kV]
3.6.3.3 Máxima [kV]
3.6.4 Excitación 3.6.4.1 Mínima de excitación VDC [V] -
3.6.4.2 Máxima de excitación VDC [V] -
3.6.5 Servicios 3.6.5.1 Mínima [V] -
Auxiliares 3.6.5.2 Máxima [V]
3.8 Factor de Potencia 0.60
3.9 Arranque en negro (Black Start) [si/no] no
3.10 Parámetros (reactancias y 3.10.1 Reactancia transitoria de eje directo (X'd) 0.340
constantes de tiempo) y 3.10.2 Reactancia subtransitoria de eje directo (X''d) 0.222
Constante de Inercia de los 3.10.3 Reactancia de armadura de secuencia negativa (X2) 0.222
generadores, requeridos para 3.10.4 Reactancia de armadura de secuencia cero (X0) 0.034
realizar estudios de estado 3.10.5 Cte. tiempo transitoria de eje directo en cortocircuito (T'd) 0.853
estacionario y dinámico. 3.10.6 Cte. de tiempo transitoria de eje en cuadratura a circuito abierto (T'qo) 0.000
3.10.7 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura a circuito abierto (T''qo) 0.030
3.10.8 Constante de tiempo de la componente de segundo armonico de cortocircuito (Ta) 0.051
3.10.9 Reactancia de Potier 0.230
3.10.10 Reactancia de dispercion 0.000
3.10.11 Momento de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 0.000
3.10.12 Resistencia de armadura sec. Positiva (Ra) 0.005
3.10.13 Relación de potencia de cortocircuito 0.000
3.10.14 S(1.0) 0.000
3.10.15 S(1.2) 0.000
3.10.16 Cte. tiempo subtransitoria eje en cuadratura en cortocircuito (T''q) 0.017
3.10.17 Sobrefrecuencia 0.000
3.10.18 Cte. tiempo transitoria de eje cuadratura en cortocircuito (T'q) 0.000
3.10.19 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.0 p.u. 0.000
3.10.20 Corriente de excitación en vacio a tensión 1.2 p.u. 0.000
3.10.21 Resistencia de armadura de secuencia negativa (R2) 0.015
3.10.22 Resistencia de neutro (reflejada al estator:3*Rn) 0.000
3.10.23 Reactancia de neutro (reflejada al estator:3*Xn) 0.000
3.10.24 Cte. de tiempo subtransitoria de eje directo a circuito abierto (T''do) 0.017
3.10.25 Constante de inercia del conjunto maquina electrica, excitatriz y turbina 3.000
3.10.26 Reactancia sincrónica de eje en cuadratura (Xq) 0.682
3.10.27 Reactancia transitoria de eje cuadratura (X'q) 0.600
3.10.28 Cte. de tiempo transitoria de eje directo a circuito abierto (T'do) 2.558
3.10.29 Reactancia subtransitoria de eje cuadratura (X''q) 0.300
3.10.30 Resistencia de armadura de secuencia cero (R0) 0.000
3.10.31 Cte. tiempo subtransitoria de eje directo en cortocircuito (T''d) 0.015
3.10.32 Reactancia sincrónica de eje directo (Xd) 1.023
CH. TAMBOGRANDE 1 X 0.97 MW
Código de la Central
Datos de placa, de pruebas en fábrica y de puesta en servicio, de las unidades de las turbinas y de los generadores eléctricos.
Fecha de Ingreso en operación comercial
Diagrama de Bloques del Sistema de Control Carga-Frecuencia. Indicando los valores de los parámetros: constante de inercia de
la turbina, constante de tiempo del agua de la turbina, el ajuste del estatismo de la unidad de generación, y otros requeridos para
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8. ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
8.1 Conexión al SEIN
El sistema se analiza para cuando estén en operación la central proyectada CH Yuscay-
CH Tablazo y CH Tambogrande; resultando para el año 2020 la siguiente configuración:
Lámina Nº 8.1.1: Diagrama Unifilar incluyendo el Proyecto 2020
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Figura Nº 8.1.2: Diagrama Unifilar del Proyecto en el SEIN 2020
EMERGENCIA
TA
MB
OG
RA
ND
E
CH_Yuscay
CH_TablazoCH_Tambogrande
Yuscay
Tablazo
22.9_CHTambogrande
CH SICACATE
CH QUIROZ
QUIROZ
SUYO
LAS LOMAS
DE
R_
CH
_T
AM
BO
GR
AN
DE
PE Yacila0.69
PE Yacila23
PE Yacila60
Secc. Piura-Pait..
SEPE60
TABLAZO60
PIURASUR60
PIURA_ SUR220
AREN60
PIURA23
PIURA10
TCOLOR LAHUACA60
PIUR4.8
PIURTG10
CHUL10
CHUL23
CHULU60
EJIDOS60
TUMAN60
SECHU10
UNION10
SECHU60
CASTI60
UNION60
TCOLOR10.5
PAITA60
Piura Oeste/Piura_10
Piura Oeste 220/Piura_220..
Piura Oeste 60/Piura_6..
Piura Oeste 60/Piura_6..
SULLA60
CURM10
CURM60
Piura Oeste 220/Piura_220B
TEXTIL60
PIURA60
PowerFactory 15.0.1
PRE-OPERATIVIDAD CASO CON PROYECTO
CASO BASE AVENIDA MINIMA 2020
Project:
Graphic: TAMBO_GRAND
Date: 5/23/2015
Annex:
Nodes Branches
Lne22.9
_T
am
bogra
nde-D
erC
HT
Gra
nde
Shunt/F
ilte
r
Lne_Tablazo-YuscayLne_TGrande-Tablazo
Lne_DCHTambog-Tambog
SG~
Syn_Yuscay
SG~
Syn_Tablazo
SG~
Syn_Tambogrande
tr2_Y
uscay
tr2_T
abla
zo
tr2_T
am
bo G
rande
SG~
Syn_QuirozG2
SG~
SynSicacateG2
SG~
Syn_QuirozG1
SG~
SynSicacateG1
tr2_S
icacate
tr2_Q
uir
oz
Lod Suyo
Lod Las Lomas
Lod T
am
bo G
rande
Lne22.9_Quiroz-Suyo
Lne22.9_LasLomas-Suyo
Lne22.9
_T
Gra
nde-L
asLom
as
Lne22.9
_C
hulu
canas-T
Gra
nde
PE YACILA
lod cem_Piura
Lne Sepo-Macaca
lne COL_P..
Add Piura_220A
Cp 20MVAr Piura
lod Psur10
tr3 piura sur
Lne PiuraOeste - PiuraSur
lne PiuraSur - Chulucanas
lne sepo-ejidos 240mm2
Lod Chuluc T15-60/23/10
Lod piura23
G~
Piura G2
G~
Piura G5
G~
Piura TG
G~
Piura G1
Lod chul60
lne S
ullana-C
hir
a
tr2 tcolo
rln
e p
aita_tc
olo
rada
Cp tcolor
G~
Piura G4
G~
Curum G1
G~
Curum G2
tr3 Piura T15-261
DIg
SIL
EN
T
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8.2 Datos Asociados al Proyecto:
Los parámetros de las líneas de transmisión, se presentan en el siguiente cuadro.
Cuadro Nº 8.2.1: Parámetros de las Líneas asociadas al Proyecto
NOMBRE BARRA 1 BARRA 2 kV km Tipo y Calibre N. Circuitos Inom Total kA r1 Ohm/Km x1 Ohm/Kn b1 uS/Km
Lne22.9_Chulucanas-TGrande CHUL23 TAMBOGRANDE 22.9 17.53 22.9_AAAC-95mm2 1 0.24 0.353 0.26 3
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande TAMBOGRANDE DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 22 22.9_AAAC-95mm2 1 0.24 0.353 0.26 3
Lne22.9_TGrande-LasLomas DER_CH_TAMBOGRANDE LAS LOMAS 22.9 13.44 22.9_AAAC-95mm2 1 0.24 0.353 0.26 3
Lne22.9_LasLomas-Suyo LAS LOMAS SUYO 22.9 46 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3
Lne22.9_Quiroz-Suyo SUYO QUIROZ 22.9 1 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3
Lne_DCHTambog-Tambog DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9_CHTambogrande 22.9 0.1 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3
Lne_TGrande-Tablazo 22.9_CHTambogrande Tablazo 22.9 1.5 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3
Lne_Tablazo-Yuscay Tablazo Yuscay 22.9 2.2 22.9_AAAC-70mm2 1 0.175 0.49 0.334 3
Las cargas asociadas al proyecto se presentan en el siguiente Cuadro.
Cuadro Nº 8.2.2: Cargas Asociadas al Proyecto
AÑO 2020
kV MW MVAR MW MVAR MW MVAR
CHULUCANAS 22.9 8.2 2.7 5.8 1.9 2.8 0.9
TAMBOGRANDE 22.9 5 1.64 4.5 1.48 2.5 0.82
LAS LOMAS 22.9 1 0.33 0.95 0.3 0.5 0.16
SUYO 22.9 0.5 0.16 0.48 0.15 0.25 0.08
MAXIMA MEDIA MINIMA
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9. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO
9.1 Resumen de Casos, año 2020 Sin Proyecto
Con la configuración del SEIN en el año 2020. Sin Proyecto y se simula al SEIN y se
tienen los siguientes resultados.
Cuadro Nº 9.1.1: Resumen Flujo de Potencia, 2020 Sin Proyecto
RESUMEN DEL FLUJO DE CARGA SIN 2020 PROYECTO
FLUJO DE POTENCIA DE CADA ESCENARIO (MW)
2020 2020 2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje
Maxima Media Minima Maxima Media Minima
lne EJID_CAS_81 19.761 14.851 4.731 19.953 15.156 4.932
lne EJID_CHUL_81 -8.984 -8.745 -4.883 -11.981 -9.041 -4.942
lne PIU_EJID_81 13.627 11.211 4.49 15.306 11.537 4.601
lne PiuraSur - Chulucanas 10.162 7.605 2.183 12.364 7.397 2.31
lne sepo-ejidos 240mm2 -15.69 -12.895 -5.258 -17.545 -13.217 -5.407
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 5.005 4.281 1.603 5.012 4.282 1.588
Lne22.9_LasLomas-Suyo -1.343 -1.388 -1.532 -1.337 -1.386 -1.539
Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.936 -1.936 -1.936 -1.936 -1.936 -1.936
Lne22.9_TGrande-LasLomas -0.342 -0.486 -1.01 -0.336 -0.484 -1.018
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande -0.34 -0.481 -0.974 -0.334 -0.48 -0.985
tr3 chul_8001 11.668 12.249 5.143 16.711 12.351 5.227
tr2_Sicacate 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3
tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 NIVEL DE CARGA DE CADA ESCENARIO (%)
2020 2020 2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje
Maxima Media Minima Maxima Media Minima
lne EJID_CAS_81 64.055 47.275 14.664 62.798 48.263 15.192
lne EJID_CHUL_81 18.771 18.759 10.275 25.134 19.692 10.297
lne PIU_EJID_81 27.05 22.201 8.759 29.595 22.915 8.933
lne PiuraSur - Chulucanas 21.728 15.893 5.798 25.725 15.313 5.932
lne sepo-ejidos 240mm2 30.94 25.399 10.037 33.849 26.214 10.236
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 56.826 49.543 26.948 56.928 49.513 26.188
Lne22.9_LasLomas-Suyo 21.255 21.81 27.493 21.994 22.05 26.904
Lne22.9_Quiroz-Suyo 28.651 28.447 30.199 29.354 28.688 29.722
Lne22.9_TGrande-LasLomas 4.054 5.712 16.596 4.031 5.567 15.949
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 4.003 5.667 16.438 4.136 5.553 15.799
tr3 chul_8001 44.992 47.363 21.179 64.042 47.872 21.173
tr2_Sicacate 52.2 51.552 57.384 54.423 52.316 55.87
tr2_Quiroz 55.876 55.526 58.492 57.084 55.939 57.674
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9.2 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 Sin Proyecto
Con la configuración del SEIN a nivel de generación y el escenario de máxima demanda
estiaje del año 2020 sin proyecto se tienen los siguientes resultados.
Cuadro Nº 9.2.1: Flujo Demanda máxima estiaje 2020 Sin Proyecto
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA 2020 MAXIMA ESTIAJE - SIN PROYECTO
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralelo MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
lne EJID_CAS_81 1 19.953 8.426 21.659 0.207 62.798 0.762 EJIDOS60 60.393 1.0065 CASTI60 59.741 0.9957
lne EJID_CHUL_81 1 -11.981 -2.153 12.173 0.125 25.134 5.873 CHULU60 56.149 0.9358 EJIDOS60 60.393 1.0065
lne PIU_EJID_81 1 15.306 3.362 15.671 0.147 29.595 1.415 Piura_60A 61.5 1.025 EJIDOS60 60.393 1.0065
lne PiuraSur - Chulucanas 1 12.364 7.776 14.605 0.137 25.725 4.506 PIURASUR60 61.738 1.029 CHULU60 56.149 0.9358
lne sepo-ejidos 240mm2 1 -17.545 -8.033 19.297 0.184 33.849 0.926 EJIDOS60 60.393 1.0065 Piura_60A 61.5 1.025
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 5.012 1.748 5.308 0.136 56.928 7.416 CHUL23 22.467 0.9811 TAMBOGRANDE20.736 0.9055
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.337 -0.411 1.399 0.038 21.994 7.4 LAS LOMAS 20.983 0.9163 SUYO 22.705 0.9915
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.936 -0.577 2.02 0.051 29.354 0.2 SUYO 22.705 0.9915 QUIROZ 22.755 0.9937
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.336 -0.099 0.35 0.01 4.031 0.391 DER_CH_TAMBOGRANDE20.891 0.9123 LAS LOMAS 20.983 0.9163
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -0.334 -0.126 0.357 0.01 4.136 0.67 TAMBOGRANDE 20.736 0.9055 DER_CH_TAMBOGRANDE20.891 0.9123
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Nombre MVAnom_AltaParalelo MW MVAr MVA %Carga Tap
tr3 chul_8001 30 1 16.711 6.633 17.98 64.042 -7
tr2_Sicacate 0.6 1 0.3 -0.124 0.324 54.423 0
tr2_Quiroz 3 1 1.64 -0.454 1.702 57.084 0
UNIDADES DE GENERACIÓN
Nombre P_max N.Unidad MW MVAr %Carga
SynSicacateG1 0.142 1 0.15 0.064 92.242
SynSicacateG2 0.142 1 0.15 0.064 92.242
Syn_QuirozG1 0.825 1 0.82 0.247 88.275
Syn_QuirozG2 0.825 1 0.82 0.247 88.275
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Figura Nº 9.2.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2020 Sin Proyecto
EMERGENCIA
PE Yacila0.69
Ul=0.68 kVu=0.99 p.u.
phiu=115.01 deg
PE Yacila23
Ul=22.82 kVu=0.99 p.u.
phiu=-96.56 deg
PE Yacila60
Ul=59.80 kVu=1.00 p.u.
phiu=-69.96 deg
Secc. Piura-Pait..
Ul=59.22 kVu=0.99 p.u.
phiu=-73.23 deg
PIURASUR60
Ul=61.74 kVu=1.03 p.u.
phiu=-74.52 deg
PIURA_ SUR220Ul=221.19 kVu=1.01 p.u.
phiu=-71.57 deg
SEPE60
Ul=60.66 kVu=1.01 p.u.
phiu=-69.50 deg
TABLAZO60Ul=57.64 kVu=0.96 p.u.
phiu=-75.42 deg
TCOLOR10.5
Ul=10.47 kVu=1.00 p.u.
phiu=130.50 deg
PIURA23
Ul=22.98 kVu=1.00 p.u.
phiu=130.23 deg
CHUL10
Ul=9.85 kVu=0.98 p.u.
phiu=128.14 deg
CHUL23
Ul=22.47 kVu=0.98 p.u.
phiu=-82.34 deg
CHULU60
Ul=56.15 kVu=0.94 p.u.
phiu=-79.35 deg
EJIDOS60
Ul=60.39 kVu=1.01 p.u.
phiu=-74.81 deg
SECHU10Ul=9.82 kVu=0.98 p.u.
phiu=130.62 deg
UNION10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.
phiu=132.65 deg
SECHU60Ul=58.62 kVu=0.98 p.u.
phiu=-76.37 deg
CASTI60
Ul=59.74 kVu=1.00 p.u.
phiu=-75.25 deg
UNION60Ul=59.30 kVu=0.99 p.u.
phiu=-75.72 deg
CURM10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.
phiu=141.07 deg
TUMAN60Ul=58.71 kVu=0.98 p.u.
phiu=-74.92 deg
TA
MB
OG
RA
ND
E
Ul=
20
.74
kV
u=
0.9
1 p
.u.
ph
iu=
-83
.81
de
g
CH SICACATE
Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.
phiu=128.77 deg
CH QUIROZUl=4.16 kVu=1.00 p.u.
phiu=129.16 deg
QUIROZUl=22.75 kVu=0.99 p.u.
phiu=-82.10 deg
SUYO Ul=22.70 kVu=0.99 p.u.
phiu=-82.14 deg
LAS LOMAS
Ul=20.98 kVu=0.92 p.u.
phiu=-83.58 deg
DE
R_
CH
_T
AM
BO
GR
AN
DE
Ul=
20
.89
kV
u=
0.9
1 p
.u.
ph
iu=
-83
.67
de
g
Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=61.50 kVu=1.02 p.u.
phiu=-73.71 deg
PIUR4.8Ul=4.70 kVu=0.98 p.u.
phiu=130.42 deg
PIURTG10Ul=10.05 kVu=1.00 p.u.
phiu=-79.58 deg
PIURA10Ul=10.05 kVu=1.00 p.u.
phiu=-79.58 deg
CURM60Ul=61.09 kVu=1.02 p.u.
phiu=-73.41 deg
SULLA60Ul=58.44 kVu=0.97 p.u.
phiu=-75.40 deg
AREN60Ul=57.36 kVu=0.96 p.u.
phiu=-76.06 deg
PAITA60Ul=56.46 kVu=0.94 p.u.
phiu=-76.72 deg
TEXTIL60Ul=61.47 kVu=1.02 p.u.
phiu=-73.75 deg
PIURA60 Ul=58.87 kVu=0.98 p.u.
phiu=-75.64 deg
TCOLOR
Ul=55.92 kVu=0.93 p.u.
phiu=-77.15 deg
LAHUACA60
Ul=57.46 kVu=0.96 p.u.
phiu=-76.11 deg
Piura Oeste 220/Piura_220BUl=221.24 kVu=1.01 p.u.
phiu=-71.60 deg
Piura Oeste/Piura_10
Ul=10.21 kVu=1.02 p.u.
phiu=-44.28 degPiura Oeste 220/Piura_220..Ul=221.24 kV
Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=61.50 kV
PowerFactory 15.0.1
PRE-OPERATIVIDAD CASO SIN PROYECTO
CASO BASE ESTIAJE MAXIMA 2020
Project:
Graphic: TAMBO_GRAND
Date: 5/19/2015
Annex:
Load Flow Balanced
Nodes
Line-Line Voltage, Magnitude [kV]
Voltage, Magnitude [p.u.]
Voltage, Angle [deg]
Branches
Active Power [MW]
Reactive Power [Mvar]
Loading [%]
Add Piura_220A
P=10.30 MWQ=3.80 Mvar
= I=0.03 kA
P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar
loading=45.37 %I=18.34 kA
P=-21.74 MWQ=0.60 Mvar
loading=45.37 %I=0.55 kA
PE YACILA
P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar
loading=45.00 %I=18.34 kA
P=-21.33 MWQ=3.45 Mvar
loading=40.27 %I=0.21 kA
P=21.70 MWQ=-2.26 Mvar
loading=40.27 %I=0.21 kA
P=21.74 MWQ=-0.60 Mvar
loading=59.23 %I=0.55 kA
P=-21.70 MWQ=2.26 Mvar
loading=59.23 %I=0.21 kA
lne PiuraSur - Chulucanas
P=12.36 MWQ=7.78 Mvar
loading=25.73 %I=0.14 kA
P=-11.83 MWQ=-6.78 Mvar
loading=25.73 %I=0.14 kA
lod Psur10
P=18.00 MWQ=6.50 Mvar
= I=1.08 kA
tr3 piura sur
P=30.47 MWQ=16.72 Mvar
loading=69.13 %I=0.09 kA
P=
-18
.00
MW
Q=
-6.5
0 M
var
loa
din
g=
69
.13
%I=
1.0
8 k
A
P=-12.36 MWQ=-7.78 Mvar
loading=69.13 %I=0.14 kA
Lne PiuraOeste - PiuraSurP=-6.67 MWQ=2.77 Mvar
loading=4.43 %I=0.02 kA
P=6.76 MWQ=-4.28 Mvarloading=4.43 %
I=0.02 kA
lod cem_Piura
P=25.00 MWQ=4.20 Mvar
= I=0.07 kA
lne sepo-ejidos 240mm2
P=-17.54 MWQ=-8.03 Mvar
loading=33.85 %I=0.18 kA
P=17.71 MWQ=8.37 Mvar
loading=33.85 %I=0.18 kA
Cp 20MVAr Piura
P=0.00 MWQ=-21.01 Mvar
= I=0.20 kA
Lne Sepo-Macaca
P=-14.62 MWQ=8.34 Mvar
loading=29.35 %I=0.16 kA
P=15.00 MWQ=-7.58 Mvar
loading=29.35 %I=0.16 kA
Lod piura23
P=
3.4
0 M
WQ
=1
.10
Mva
r=
I=
0.0
9 k
A
Lod chul60
P=2.20 MWQ=0.70 Mvar
= I=0.02 kA
Lod Chuluc T15-60/23/10
P=4.90 MWQ=1.60 Mvar
= I=0.05 kA
P=0..Q=0..loa..I=0..
P=
0..
Q=0
..lo
a..
I=0
..
P=0..Q=0..loa..I=0..
P=10.60 MWQ=5.30 Mvar
= I=0.65 kA
Cp tcolor
P=-0.00 MWQ=-3.58 Mvar
= I=0.20 kA
tr2 tcolo
r
P=10.60 MWQ=2.17 Mvar
loading=44.89 %I=0.11 kA
P=-10.60 MWQ=-1.72 Mvar
loading=44.89 %I=0.59 kA
lne p
aita_tc
olo
rada
P=10.69 MWQ=2.28 Mvar
loading=32.86 %I=0.11 kA
P=-10.60 MWQ=-2.17 Mvar
loading=32.86 %I=0.11 kA
lne S
ullana-C
hir
a
P=4.33 MWQ=2.74 Mvar
loading=10.13 %I=0.05 kA
P=-4.29 MWQ=-2.64 Mvar
loading=10.13 %I=0.05 kA
P=-44.68 MWQ=-24.29 Mvarloading=51.81 %
I=0.48 kA
P=-0.00 MWQ=-0.00 Mvar
loading=51.81 %I=0.00 kAP=44.81 MW
Q=26.58 Mvarloading=51.81 %
I=0.14 kA
P=41.93 MWQ=18.48 Mvar
loading=90.68 %I=0.45 kA
P=-38.53 MWQ=-14.02 Mvarloading=90.68 %
I=2.36 kA
P=8.00 MWQ=2.60 Mvar
= I=0.48 kA
P=-11.98 MWQ=-2.15 Mvar
loading=25.13 %I=0.13 kA
P=12.68 MWQ=2.75 Mvar
loading=25.13 %I=0.12 kA
P=15.31 MWQ=3.36 Mvar
loading=29.59 %I=0.15 kA
P=-15.09 MWQ=-3.14 Mvar
loading=29.59 %I=0.15 kA
P=2.72 MWQ=1.08 Mvar
loading=85.65 %I=0.03 kA
P=-2.70 MWQ=-0.90 Mvar
loading=85.65 %I=0.17 kA
P=5.60 MWQ=1.98 Mvar
loading=40.06 %I=0.06 kA
P=-5.60 MWQ=-1.80 Mvar
loading=40.06 %I=0.33 kA
P=19.95 MWQ=8.43 Mvar
loading=62.80 %I=0.21 kA
P=-19.80 MWQ=-8.23 Mvar
loading=62.80 %I=0.21 kA
P=10.73 MWQ=3.57 Mvar
loading=32.51 %I=0.11 kA
P=-10.47 MWQ=-3.45 Mvar
loading=32.51 %I=0.11 kA
P=-12.50 MWQ=-3.70 Mvar
loading=87.50 %I=0.12 kA
P=12.50 MWQ=4.79 Mvar
loading=87.50 %I=0.76 kA
P=-13.21 MWQ=-4.45 Mvar
loading=64.04 %I=0.36 kA
P=-3.40 MWQ=-1.10 Mvar
loading=64.04 %I=0.21 kA
SG~
Syn_QuirozG2
P=0.82 MWQ=0.25 Mvar
loading=88.27 %I=0.12 kA
SG~
Syn_QuirozG1
P=0.82 MWQ=0.25 Mvar
loading=88.27 %I=0.12 kA
SG~
SynSicacateG2
P=0.15 MWQ=0.06 Mvar
loading=92.24 %I=0.02 kA
SG~
SynSicacateG1
P=0.15 MWQ=0.06 Mvar
loading=92.24 %I=0.02 kA
tr2_S
icacate
P=-0.30 MWQ=-0.12 Mvar
loading=54.42 %I=0.01 kA
P=0.30 MWQ=0.13 Mvar
loading=54.42 %I=0.05 kA
tr2_Q
uir
oz
P=-1.64 MWQ=-0.45 Mvar
loading=57.08 %I=0.04 kA
P=1.64 MWQ=0.49 Mvar
loading=57.08 %I=0.24 kA
Lod Suyo
P=0.50 MWQ=0.16 Mvar
= I=0.01 kALod Las Lomas
P=1.00 MWQ=0.33 Mvar
= I=0.03 kA
Lod T
am
bo G
rande
P=
5.0
0 M
WQ
=1
.64
Mva
r=
I=
0.1
5 k
A
Lne22.9_Quiroz-Suyo
P=-1.94 MWQ=-0.58 Mvar
loading=29.35 %I=0.05 kA
P=1.94 MWQ=0.58 Mvar
loading=29.35 %I=0.05 kA
Lne22.9_LasLomas-SuyoP=-1.34 MWQ=-0.41 Mvar
loading=21.99 %I=0.04 kA
P=1.44 MWQ=0.41 Mvar
loading=21.99 %I=0.04 kA
Lne22.9
_T
Gra
nde-L
asLom
as
P=0.34 MWQ=0.08 Mvar
loading=4.03 %I=0.01 kA
Lne22.9
_T
am
bogra
nde-D
erC
HT
Gra
nde
P=
-0.3
3 M
WQ
=-0
.13
Mva
rlo
ad
ing
=4
.14
%I=
0.0
1 k
A
P=
0.3
4 M
WQ
=0
.10
Mva
rlo
ad
ing
=4
.14
%I=
0.0
1 k
A
Lne22.9
_C
hulu
canas-T
Gra
nde
P=5.01 MWQ=1.75 Mvar
loading=56.93 %I=0.14 kA
P=
-4.6
7 M
WQ
=-1
.52
Mva
rlo
ad
ing
=5
6.9
3 %
I=0
.14
kA
G~
Curum G1
P=6.25 MWQ=2.40 Mvar
loading=94.94 %I=0.38 kA
= = = =
= = = =
lne COL_P..
P=6.17 MWQ=0.53 Mvar
loading=12.40 %I=0.06 kA
P=-6.14 MWQ=-0.45 Mvar
loading=12.40 %I=0.06 kA
G~
Piura G4
= = = =
P=
2.7
0 M
WQ
=0
.90
Mva
r=
I=
0.1
7 k
A
P=5.60 MWQ=1.80 Mvar
= I=0.33 kA
P=38.50 MWQ=14.00 Mvar
= I=2.35 kA
G~
Piura TG
= = = =
G~
Piura G1
= = = =
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.10 %I=0.00 kA
P=-0.01 MWQ=-0.01 Mvarloading=0.10 %
I=0.00 kA
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.10 %I=0.00 kA
P=-0.01 MWQ=-0.01 Mvarloading=0.10 %
I=0.00 kA
P=1.40 MWQ=0.10 Mvar
= I=0.01 kA
P=6.10 MWQ=8.59 Mvar
loading=19.78 %I=0.10 kA P=-12.38 MW
Q=-3.52 Mvarloading=47.39 %
I=0.12 kA
P=-18.11 MWQ=-11.11 Mvarloading=41.98 %
I=0.21 kA
P=43.13 MWQ=20.68 Mvar
loading=82.45 %I=0.45 kA
P=-41.93 MWQ=-18.48 Mvarloading=82.45 %
I=0.45 kA
P=-17.07 MWQ=-7.18 Mvar
loading=37.87 %I=0.19 kA
P=17.25 MWQ=7.72 Mvar
loading=37.87 %I=0.19 kA
= = = =
P=1.40 MWQ=0.04 Mvar
loading=4.42 %I=0.01 kA
P=-1.40 MWQ=-0.10 Mvarloading=4.42 %
I=0.01 kA
P=-0.02 MWQ=0.97 Mvar
loading=1.96 %I=0.01 kA
P=0.02 MWQ=-0.97 Mvarloading=1.96 %
I=0.01 kA
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-0.00 MWQ=-0.00 Mvarloading=0.32 %
I=0.00 kA
P=-22.54 MWQ=-11.80 Mvarloading=51.81 %
I=0.24 kA
P=22.62 MWQ=12.92 Mvar
loading=51.81 %I=0.07 kA
tr3 Piura T15-261
P=-13.74 MWQ=-8.94 Mvar
loading=50.22 %I=0.15 kA
P=-8.00 MWQ=-2.60 Mvar
loading=50.22 %I=0.48 kA
P=-1.06 MWQ=-12.61 Mvarloading=24.67 %
I=0.12 kA
P=1.21 MWQ=13.08 Mvar
loading=24.67 %I=0.12 kA
P=-21.84 MWQ=-7.41 Mvar
loading=47.16 %I=0.24 kA
P=22.39 MWQ=9.15 Mvar
loading=47.16 %I=0.24 kA
G~
Piura G2
= = = =
G~
Piura G5
= = = =
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-0.00 MWQ=-0.00 Mvarloading=0.32 %
I=0.00 kA
P=-4.83 MWQ=-1.63 Mvar
loading=15.22 %I=0.05 kA
P=4.87 MWQ=1.47 Mvar
loading=15.22 %I=0.05 kA
P=151.97 MWQ=1.63 Mvar
loading=0.00 %I=0.40 kA
P=3.40 MWQ=1.10 Mvar
= I=0.21 kA
G~
Curum G2
P=6.25 MWQ=2.40 Mvar
loading=94.94 %I=0.38 kA
P=80.96 MWQ=66.04 Mvarloading=0.00 %
I=0.98 kA
P=8.20 MWQ=2.70 Mvar
= I=0.22 kA
DIg
SIL
EN
T
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
Página 25 de 55
ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
9.3 Resumen de Casos, año 2020 con Proyecto
Para el año 2020 con Proyecto se presenta el resumen de casos, consistente de casos en
máxima, media, mínima demanda en avenida y estiaje, para verificar el impacto de las
centrales del proyecto en el SEIN.
Cuadro Nº 9.3.1: Resumen de Casos 2020 con Proyecto
RESUMEN DEL FLUJO DE CARGA MAXIMA - CON PROYECTO
FLUJO DE POTENCIA DE CADA ESCENARIO (MW)
2020 2020 2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje
Maxima Media Minima Maxima Media Minima
lne EJID_CAS_81 19.762 14.85 4.731 19.951 15.155 4.932
lne EJID_CHUL_81 -9.363 -6.495 -3.024 -9.633 -6.626 -3.146
lne PIU_EJID_81 13.832 10.088 3.656 14.07 10.339 3.81
lne PiuraSur - Chulucanas 10.472 5.634 0.465 10.267 5.258 0.604
lne sepo-ejidos 240mm2 -15.91 -11.569 -4.168 -16.132 -11.782 -4.344
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 0.662 0.167 -1.957 0.76 -0.162 -1.899
Lne22.9_LasLomas-Suyo -1.211 -1.239 -1.421 -1.204 -1.22 -1.414
Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.856 -1.855 -1.855 -1.856 -1.855 -1.855
Lne22.9_TGrande-LasLomas -0.186 -0.31 -0.889 -0.177 -0.242 -0.881
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande -4.348 -4.354 -4.583 -4.265 -4.69 -4.538
Lne_TGRANDE-TGrande -4.675 -4.671 -4.661 -4.672 -5.147 -4.672
Lne_TGrande-Tablazo -3.708 -3.704 -3.695 -3.705 -4.05 -3.701
Lne_Tablazo-Yuscay -2.95 -2.949 -2.947 -2.949 -2.879 -2.948
tr3 chul_8001 12.329 8.116 1.577 12.429 7.886 1.737
tr2_Yuscay 2.97 2.97 2.97 2.97 2.9 2.971
tr2_Tambo Grande 0.97 0.97 0.97 0.97 1.1 0.975
tr2_Tablazo 0.78 0.78 0.78 0.78 1.2 0.786
tr2_Sicacate 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22 0.22
tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.639
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
Página 26 de 55
ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
NIVEL DE CARGA DE CADA ESCENARIO (%)
2020 2020 2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje
Maxima Media Minima Maxima Media Minima
lne EJID_CAS_81 64.14 47.111 14.66 62.524 48.102 15.193
lne EJID_CHUL_81 19.693 13.964 7.364 19.853 14.712 7.684
lne PIU_EJID_81 27.503 20.007 7.319 27.152 20.62 7.608
lne PiuraSur - Chulucanas 22.507 12.021 4.299 21.518 11.215 4.671
lne sepo-ejidos 240mm2 31.457 22.89 8.388 31.056 23.59 8.719
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 9.72 14.068 34.448 15.479 16.077 36.182
Lne22.9_LasLomas-Suyo 26.757 28.696 30.208 27.421 28.178 30.663
Lne22.9_Quiroz-Suyo 31.012 32.237 32.306 31.509 31.961 32.703
Lne22.9_TGrande-LasLomas 17.608 19.084 19.673 18.312 18.809 20.101
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 61.943 68.487 85.013 66.071 72.303 87.131
Lne_TGRANDE-TGrande 71.546 75.758 91.024 74.827 82.442 93.305
Lne_TGrande-Tablazo 57.53 60.514 68.779 59.87 65.428 69.595
Lne_Tablazo-Yuscay 45.011 46.524 48.469 46.201 45.838 48.34
tr3 chul_8001 47.945 32.285 14.345 47.714 32.057 15.465
tr2_Yuscay 89.267 92.266 96.124 91.625 90.905 95.869
tr2_Tambo Grande 58.071 62.434 92.686 61.335 69.727 99.393
tr2_Tablazo 51.534 58.494 92.782 56.975 80.157 98.068
tr2_Sicacate 53.11 57.312 57.544 54.834 56.378 58.881
tr2_Quiroz 61.592 63.647 63.763 62.424 63.182 64.43
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
Página 27 de 55
ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
9.4 Demanda Máxima en Estiaje, año 2020 con Proyecto
En este escenario se considera la presencia del Proyecto en el escenario de máxima
demanda época de estiaje del año 2020 con el siguiente resultado.
Cuadro Nº 9.4.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2020 con Proyecto
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA 2020 ESTIAJE MAXIMA CON PROYECTO
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralelo MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
lne EJID_CAS_81 1 19.951 8.409 21.651 0.206 62.524 0.755 EJIDOS60 60.634 1.0106 CASTI60 59.986 0.9998
lne EJID_CHUL_81 1 -9.633 -1.863 9.811 0.099 19.853 4.546 CHULU60 57.293 0.9549 EJIDOS60 60.634 1.0106
lne PIU_EJID_81 1 14.07 3.115 14.41 0.135 27.152 1.294 Piura_60A 61.653 1.0275 EJIDOS60 60.634 1.0106
lne PiuraSur - Chulucanas 1 10.267 6.579 12.194 0.113 21.518 3.743 PIURASUR60 62.037 1.034 CHULU60 57.293 0.9549
lne sepo-ejidos 240mm2 1 -16.132 -7.466 17.776 0.169 31.056 0.848 EJIDOS60 60.634 1.0106 Piura_60A 61.653 1.0275
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 0.76 1.244 1.458 0.037 15.479 3.432 CHUL23 23.023 1.0054 TAMBOGRANDE22.57 0.9856
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.204 1.397 1.844 0.047 27.421 12.585 LAS LOMAS 22.828 0.9969 SUYO 23.16 1.0113
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.856 1.202 2.211 0.055 31.509 0.241 SUYO 23.16 1.0113 QUIROZ 23.181 1.0123
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.177 1.724 1.734 0.043 18.312 15.359 DER_CH_TAMBOGRANDE23.051 1.0066 LAS LOMAS 22.828 0.9969
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -4.265 4.466 6.176 0.158 66.071 13.686 TAMBOGRANDE22.57 0.9856 DER_CH_TAMBOGRANDE23.051 1.0066
Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.672 2.346 5.228 0.131 74.827 0.054 DER_CH_TAMBOGRANDE23.051 1.0066 Tambo_Grande23.058 1.0069
Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.705 1.943 4.183 0.105 59.87 0.653 Tambo_Grande23.058 1.0069 Tablazo 23.134 1.0102
Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.949 1.338 3.238 0.081 46.201 0.717 Tablazo 23.134 1.0102 Yuscay 23.23 1.0144
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Nombre MVAnom_AltaParalelo MW MVAr MVA %Carga Tap
tr3 chul_8001 30 1 12.429 5.686 13.668 47.714 -7
tr2_Yuscay 3.5 1 2.97 1.327 3.253 91.625 0
tr2_Tambo Grande 1.7 1 0.97 0.402 1.05 61.335 0
tr2_Tablazo 1.7 1 0.78 0.591 0.978 56.975 0
tr2_Sicacate 0.6 1 0.22 0.25 0.333 54.834 0
tr2_Quiroz 3 1 1.64 0.951 1.896 62.424 0
UNIDADES DE GENERACIÓN
Nombre P_max N.Unidad MW MVAr %Carga
SynSicacateG1 0.142 1 0.11 -0.122 92.939
Syn_QuirozG1 0.825 1 0.82 -0.452 96.531
Syn_QuirozG2 0.825 1 0.82 -0.452 96.531
Syn_Tablazo 0.85 1 0.78 -0.574 56.975
Syn_Tambo Grande 1.02 1 0.97 -0.383 61.335
Syn_Yuscay 2.975 1 2.97 -1.21 91.625
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
Figura Nº 9.4.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2020 Con Proyecto
EMERGENCIA
PE Yacila0.69
Ul=0.69 kVu=0.99 p.u.
phiu=115.66 deg
PE Yacila23
Ul=22.88 kVu=0.99 p.u.
phiu=-95.91 deg
PE Yacila60
Ul=59.95 kVu=1.00 p.u.
phiu=-69.29 deg
Secc. Piura-Pait..
Ul=59.37 kVu=0.99 p.u.
phiu=-72.54 deg
PIURASUR60
Ul=62.04 kVu=1.03 p.u.
phiu=-73.68 deg
PIURA_ SUR220Ul=221.70 kVu=1.01 p.u.
phiu=-70.95 deg
SEPE60
Ul=60.72 kVu=1.01 p.u.
phiu=-68.80 deg
TABLAZO60Ul=57.78 kVu=0.96 p.u.
phiu=-74.71 deg
TCOLOR10.5
Ul=10.50 kVu=1.00 p.u.
phiu=131.22 deg
PIURA23
Ul=23.05 kVu=1.01 p.u.
phiu=130.95 deg
CHUL10
Ul=10.08 kVu=1.01 p.u.
phiu=130.63 deg
CHUL23
Ul=23.02 kVu=1.01 p.u.
phiu=-79.65 deg
CHULU60
Ul=57.29 kVu=0.95 p.u.
phiu=-77.57 deg
EJIDOS60
Ul=60.63 kVu=1.01 p.u.
phiu=-74.02 deg
SECHU10Ul=9.85 kVu=0.98 p.u.
phiu=131.34 deg
UNION10Ul=10.23 kVu=1.02 p.u.
phiu=133.36 deg
SECHU60Ul=58.79 kVu=0.98 p.u.
phiu=-75.67 deg
CASTI60
Ul=59.99 kVu=1.00 p.u.
phiu=-74.47 deg
UNION60Ul=59.46 kVu=0.99 p.u.
phiu=-75.02 deg
CURM10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.
phiu=141.77 deg
TUMAN60Ul=58.71 kVu=0.98 p.u.
phiu=-74.40 deg
CH_Yuscay Ul=6.90 kVu=1.00 p.u.
phiu=140.05 degCH_Tablazo Ul=6.90 kVu=1.00 p.u.
phiu=138.52 deg
CH_TambograndeUl=6.90 kVu=1.00 p.u.
phiu=138.36 deg
YuscayUl=23.23 kVu=1.01 p.u.
phiu=-71.87 deg
Tablazo
Ul=23.13 kVu=1.01 p.u.
phiu=-72.26 deg
TA
MB
OG
RA
ND
E Ul=
22
.57
kV
u=
0.9
9 p
.u.
ph
iu=
-79
.17
de
g
Tambo_Grande
Ul=23.06 kVu=1.01 p.u.
phiu=-72.61 deg
CH SICACATE
Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.
phiu=144.59 deg
CH QUIROZ
Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.
phiu=145.20 deg
QUIROZUl=23.18 kVu=1.01 p.u.
phiu=-66.03 deg
SUYO Ul=23.16 kVu=1.01 p.u.
phiu=-66.16 deg
LAS LOMASUl=22.83 kVu=1.00 p.u.
phiu=-71.68 deg
DE
R_
CH
_T
AM
BO
GR
AN
DE
Ul=
23
.05
kV
u=
1.0
1 p
.u.
ph
iu=
-72
.64
de
g
Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=61.65 kVu=1.03 p.u.
phiu=-73.02 deg
PIUR4.8Ul=4.72 kVu=0.98 p.u.
phiu=131.14 deg
PIURTG10Ul=10.08 kVu=1.01 p.u.
phiu=-78.86 deg
PIURA10Ul=10.08 kVu=1.01 p.u.
phiu=-78.86 deg
CURM60Ul=61.18 kVu=1.02 p.u.
phiu=-72.70 deg
SULLA60Ul=58.54 kVu=0.98 p.u.
phiu=-74.69 deg
AREN60Ul=57.49 kVu=0.96 p.u.
phiu=-75.36 deg
PAITA60Ul=56.62 kVu=0.94 p.u.
phiu=-76.01 deg
TEXTIL60Ul=61.62 kVu=1.03 p.u.
phiu=-73.06 deg
PIURA60 Ul=59.03 kVu=0.98 p.u.
phiu=-74.94 deg
TCOLOR
Ul=56.08 kVu=0.93 p.u.
phiu=-76.44 deg
LAHUACA60
Ul=57.58 kVu=0.96 p.u.
phiu=-75.40 deg
Piura Oeste 220/Piura_220BUl=221.73 kVu=1.01 p.u.
phiu=-70.99 deg
Piura Oeste/Piura_10
Ul=10.24 kVu=1.02 p.u.
phiu=-43.59 degPiura Oeste 220/Piura_220..Ul=221.73 kV
Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=61.65 kV
PowerFactory 15.0.1
PRE-OPERATIVIDAD CASO CON PROYECTO
CASO BASE ESTIAJE MAXIMA 2020
Project:
Graphic: TAMBO_GRAND
Date: 5/19/2015
Annex:
Load Flow Balanced
Nodes
Line-Line Voltage, Magnitude [kV]
Voltage, Magnitude [p.u.]
Voltage, Angle [deg]
Branches
Active Power [MW]
Reactive Power [Mvar]
Loading [%]
Add Piura_220A
P=10.30 MWQ=3.80 Mvar
= I=0.03 kA
P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar
loading=45.25 %I=18.29 kA
P=-21.74 MWQ=0.59 Mvar
loading=45.25 %I=0.55 kA
PE YACILA
P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar
loading=45.00 %I=18.29 kA
P=-21.33 MWQ=3.44 Mvar
loading=40.17 %I=0.21 kA
P=21.70 MWQ=-2.25 Mvar
loading=40.17 %I=0.21 kA
P=21.74 MWQ=-0.59 Mvar
loading=59.07 %I=0.55 kA
P=-21.70 MWQ=2.25 Mvar
loading=59.07 %I=0.21 kA
lne PiuraSur - Chulucanas
P=10.27 MWQ=6.58 Mvar
loading=21.52 %I=0.11 kA
P=-9.90 MWQ=-6.12 Mvar
loading=21.52 %I=0.12 kA
lod Psur10
P=18.00 MWQ=6.50 Mvar
= I=1.08 kA
tr3 piura sur
P=28.36 MWQ=15.23 Mvar
loading=63.89 %I=0.08 kA
P=
-18
.00
MW
Q=
-6.5
0 M
va
rlo
ad
ing
=6
3.8
9 %
I=1
.08
kA
P=-10.27 MWQ=-6.58 Mvar
loading=63.89 %I=0.11 kA
Lne PiuraOeste - PiuraSurP=-7.69 MWQ=1.89 Mvar
loading=4.69 %I=0.02 kA
P=7.78 MWQ=-3.41 Mvarloading=4.69 %
I=0.02 kA
lod cem_Piura
P=25.00 MWQ=4.20 Mvar
= I=0.07 kA
lne sepo-ejidos 240mm2
P=-16.13 MWQ=-7.47 Mvar
loading=31.06 %I=0.17 kA
P=16.27 MWQ=7.72 Mvar
loading=31.06 %I=0.17 kA
Cp 20MVAr Piura
P=0.00 MWQ=-21.12 Mvar
= I=0.20 kA
Lne Sepo-Macaca
P=-14.61 MWQ=8.73 Mvar
loading=29.61 %I=0.16 kA
P=15.00 MWQ=-7.94 Mvar
loading=29.61 %I=0.16 kA
Lod piura23
P=
3.4
0 M
WQ
=1
.10
Mva
r=
I=
0.0
9 k
A
Lod chul60
P=2.20 MWQ=0.70 Mvar
= I=0.02 kA
Lod Chuluc T15-60/23/10
P=4.90 MWQ=1.60 Mvar
= I=0.05 kA
P=0..Q=0..loa..I=0..
P=
0..
Q=0
..lo
a..
I=0
..
P=0..Q=0..loa..I=0..
P=10.60 MWQ=5.30 Mvar
= I=0.65 kA
Cp tcolor
P=-0.00 MWQ=-3.60 Mvar
= I=0.20 kA
tr2 tcolo
r
P=10.60 MWQ=2.15 Mvar
loading=44.74 %I=0.11 kA
P=-10.60 MWQ=-1.70 Mvar
loading=44.74 %I=0.59 kA
lne p
aita_tc
olo
rada
P=10.68 MWQ=2.25 Mvar
loading=32.75 %I=0.11 kA
P=-10.60 MWQ=-2.15 Mvar
loading=32.75 %I=0.11 kA
lne S
ullana-C
hir
a
P=4.33 MWQ=2.64 Mvar
loading=9.99 %I=0.05 kA
P=-4.29 MWQ=-2.54 Mvarloading=9.99 %
I=0.05 kA
P=-43.34 MWQ=-24.16 Mvarloading=50.42 %
I=0.46 kA
P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar
loading=50.42 %I=0.00 kAP=43.46 MW
Q=26.33 Mvarloading=50.42 %
I=0.13 kA
P=41.93 MWQ=18.46 Mvar
loading=90.42 %I=0.45 kA
P=-38.53 MWQ=-14.02 Mvarloading=90.42 %
I=2.35 kA
P=8.00 MWQ=2.60 Mvar
= I=0.47 kA
P=-9.63 MWQ=-1.86 Mvar
loading=19.85 %I=0.10 kA
P=10.07 MWQ=2.01 Mvar
loading=19.85 %I=0.10 kA
P=14.07 MWQ=3.12 Mvar
loading=27.15 %I=0.13 kA
P=-13.89 MWQ=-2.95 Mvar
loading=27.15 %I=0.14 kA
P=2.72 MWQ=1.08 Mvar
loading=85.40 %I=0.03 kA
P=-2.70 MWQ=-0.90 Mvar
loading=85.40 %I=0.17 kA
P=5.60 MWQ=1.98 Mvar
loading=39.95 %I=0.06 kA
P=-5.60 MWQ=-1.80 Mvar
loading=39.95 %I=0.33 kA
P=19.95 MWQ=8.41 Mvar
loading=62.52 %I=0.21 kA
P=-19.80 MWQ=-8.21 Mvar
loading=62.52 %I=0.21 kA
P=10.73 MWQ=3.56 Mvar
loading=32.42 %I=0.11 kA
P=-10.47 MWQ=-3.44 Mvar
loading=32.42 %I=0.11 kA
P=-12.50 MWQ=-3.46 Mvar
loading=86.92 %I=0.12 kA
P=12.50 MWQ=4.54 Mvar
loading=86.92 %I=0.75 kA
P=-8.96 MWQ=-3.94 Mvar
loading=47.71 %I=0.25 kA
P=-3.40 MWQ=-1.10 Mvar
loading=47.71 %I=0.20 kA
Shunt/F
ilte
r
P=
0.0
0 M
WQ
=-4
.86
Mva
r=
I=
0.1
2 k
A
Lne_Tablazo-Yuscay
P=-2.95 MWQ=1.34 Mvar
loading=46.20 %I=0.08 kA
P=2.97 MWQ=-1.33 Mvar
loading=46.20 %I=0.08 kA
Lne_TGrande-Tablazo
P=-3.70 MWQ=1.94 Mvar
loading=59.87 %I=0.10 kA
P=3.73 MWQ=-1.93 Mvar
loading=59.87 %I=0.10 kA
Lne_TGRANDE-TGrande
P=
-4.6
7 M
WQ
=2
.35
Mva
rlo
ad
ing
=7
4.8
3 %
I=0
.13
kA
P=4.67 MWQ=-2.34 Mvar
loading=74.83 %I=0.13 kA
SG~
Syn_Yuscay
P=2.97 MWQ=-1.21 Mvar
loading=91.63 %I=0.27 kA
SG~
Syn_Tablazo
P=0.78 MWQ=-0.57 Mvar
loading=56.98 %I=0.08 kA
SG~
Syn_Tambo Grande
P=0.97 MWQ=-0.38 Mvar
loading=61.34 %I=0.09 kA
tr2_Y
uscay
P=-2.97 MWQ=1.33 Mvar
loading=91.63 %I=0.08 kA
P=2.97 MWQ=-1.21 Mvar
loading=91.63 %I=0.27 kA
tr2_T
abla
zo
P=-0.78 MWQ=0.59 Mvar
loading=56.98 %I=0.02 kA
P=0.78 MWQ=-0.57 Mvar
loading=56.98 %I=0.08 kA
tr2_T
am
bo G
rande
P=-0.97 MWQ=0.40 Mvar
loading=61.34 %I=0.03 kA
P=0.97 MWQ=-0.38 Mvar
loading=61.34 %I=0.09 kA
SG~
Syn_QuirozG2
P=0.82 MWQ=-0.45 Mvar
loading=96.53 %I=0.13 kA
SG~
Syn_QuirozG1
P=0.82 MWQ=-0.45 Mvar
loading=96.53 %I=0.13 kA
SG~
SynSicacateG2
P=0.11 MWQ=-0.12 Mvar
loading=92.94 %I=0.02 kA
SG~
SynSicacateG1
P=0.11 MWQ=-0.12 Mvar
loading=92.94 %I=0.02 kA
tr2_S
icacate
P=-0.22 MWQ=0.25 Mvar
loading=54.83 %I=0.01 kA
P=0.22 MWQ=-0.24 Mvar
loading=54.83 %I=0.05 kA
tr2_Q
uir
oz
P=-1.64 MWQ=0.95 Mvar
loading=62.42 %I=0.05 kA
P=1.64 MWQ=-0.90 Mvar
loading=62.42 %I=0.26 kA
Lod Suyo
P=0.50 MWQ=0.16 Mvar
= I=0.01 kALod Las Lomas
P=1.00 MWQ=0.33 Mvar
= I=0.03 kA
Lod T
am
bo G
rande
P=
5.0
0 M
WQ
=1
.64
Mva
r=
I=
0.1
3 k
A
Lne22.9_Quiroz-SuyoP=-1.86 MWQ=1.20 Mvar
loading=31.51 %I=0.06 kA
P=1.86 MWQ=-1.20 Mvar
loading=31.51 %I=0.06 kA
Lne22.9_LasLomas-SuyoP=-1.20 MWQ=1.40 Mvar
loading=27.42 %I=0.05 kA
P=1.36 MWQ=-1.37 Mvar
loading=27.42 %I=0.05 kA
Lne22.9
_T
Grande-LasLom
as
P=
-0.1
8 M
WQ
=1
.72
Mva
rlo
ad
ing
=1
8.3
1 %
I=0
.04
kA
P=0.20 MWQ=-1.73 Mvar
loading=18.31 %I=0.04 kA
Lne22.9
_T
am
bogrande-D
erC
HT
Grande
P=
-4.2
7 M
WQ
=4
.47
Mva
rlo
ad
ing
=6
6.0
7 %
I=0
.16
kA
P=
4.8
5 M
WQ
=-4
.07
Mva
rlo
ad
ing
=6
6.0
7 %
I=0
.16
kA
Lne22.9
_C
hulu
canas-T
Grande
P=0.76 MWQ=1.24 Mvar
loading=15.48 %I=0.04 kA
P=
-0.7
3 M
WQ
=-1
.25
Mva
rlo
ad
ing
=1
5.4
8 %
I=0
.04
kA
G~
Curum G1
P=6.25 MWQ=2.27 Mvar
loading=94.32 %I=0.38 kA
= = = =
= = = =
lne COL_P..
P=6.17 MWQ=0.62 Mvar
loading=12.40 %I=0.06 kA
P=-6.15 MWQ=-0.55 Mvar
loading=12.40 %I=0.06 kA
G~
Piura G4
= = = =
P=
2.7
0 M
WQ
=0
.90
Mva
r=
I=
0.1
7 k
A
P=5.60 MWQ=1.80 Mvar
= I=0.33 kA
P=38.50 MWQ=14.00 Mvar
= I=2.35 kA
G~
Piura TG
= = = =
G~
Piura G1
= = = =
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.10 %I=0.00 kA
P=-0.01 MWQ=-0.01 Mvarloading=0.10 %
I=0.00 kA
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.10 %I=0.00 kA
P=-0.01 MWQ=-0.01 Mvarloading=0.10 %
I=0.00 kA
P=1.40 MWQ=0.10 Mvar
= I=0.01 kA
P=6.09 MWQ=9.00 Mvar
loading=20.35 %I=0.10 kA P=-12.38 MW
Q=-3.29 Mvarloading=47.08 %
I=0.12 kA
P=-18.09 MWQ=-11.27 Mvarloading=42.05 %
I=0.21 kA
P=43.12 MWQ=20.65 Mvar
loading=82.21 %I=0.45 kA
P=-41.93 MWQ=-18.46 Mvarloading=82.21 %
I=0.45 kA
P=-17.07 MWQ=-7.10 Mvar
loading=37.69 %I=0.19 kA
P=17.25 MWQ=7.64 Mvar
loading=37.69 %I=0.19 kA
= = = =
P=1.40 MWQ=0.04 Mvar
loading=4.41 %I=0.01 kA
P=-1.40 MWQ=-0.10 Mvarloading=4.41 %
I=0.01 kA
P=-0.03 MWQ=0.87 Mvar
loading=1.75 %I=0.01 kA
P=0.03 MWQ=-0.87 Mvarloading=1.75 %
I=0.01 kA
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-21.86 MWQ=-11.75 Mvarloading=50.42 %
I=0.23 kA
P=21.94 MWQ=12.81 Mvar
loading=50.42 %I=0.07 kA
tr3 Piura T15-261
P=-13.07 MWQ=-8.89 Mvar
loading=48.85 %I=0.15 kA
P=-8.00 MWQ=-2.60 Mvar
loading=48.85 %I=0.47 kA
P=-1.06 MWQ=-12.62 Mvarloading=24.64 %
I=0.12 kA
P=1.21 MWQ=13.10 Mvar
loading=24.64 %I=0.12 kA
P=-21.84 MWQ=-7.45 Mvar
loading=47.06 %I=0.24 kA
P=22.39 MWQ=9.18 Mvar
loading=47.06 %I=0.24 kA
G~
Piura G2
= = = =
G~
Piura G5
= = = =
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-4.83 MWQ=-1.63 Mvar
loading=15.17 %I=0.05 kA
P=4.87 MWQ=1.46 Mvar
loading=15.17 %I=0.05 kA
P=151.02 MWQ=0.96 Mvar
loading=0.00 %I=0.39 kA
P=3.40 MWQ=1.10 Mvar
= I=0.20 kA
G~
Curum G2
P=6.25 MWQ=2.27 Mvar
loading=94.32 %I=0.38 kA
P=78.27 MWQ=65.92 Mvarloading=0.00 %
I=0.96 kA
P=8.20 MWQ=2.70 Mvar
= I=0.22 kA
DIg
SIL
EN
T
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
9.5 Resumen de Casos, año 2024 con Proyecto
Para el año 2024 con Proyecto se presenta el resumen de casos, consistente de casos en
máxima, media, mínima demanda en avenida y estiaje, para verificar el impacto de la
central proyecto en el SEIN.
Cuadro Nº 9.5.1: Resumen de Casos 2024 con Proyecto
RESUMEN DEL FLUJO DE CARGA MAXIMA - CON PROYECTO 2024 MAXIMA ESTIAJE
FLUJO DE POTENCIA DE CADA ESCENARIO (MW)
2024 2024 2024 2024 2024 2024
ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje
Maxima Media Minima Maxima Media Minima
lne EJID_CAS_81 19.746 14.854 5.235 19.95 15.15 5.435
lne EJID_CHUL_81 -9.765 -6.864 -2.291 -9.284 -7.661 -3.542
lne PIU_EJID_81 14.021 10.319 3.523 13.808 10.927 4.224
lne PiuraSur - Chulucanas 10.792 5.13 1.861 11.994 5.217 1.281
lne sepo-ejidos 240mm2 -16.134 -11.763 -4.048 -16.002 -12.332 -4.842
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1.362 0.062 -2.007 1.944 0.835 -1.427
Lne22.9_LasLomas-Suyo -1.168 -1.247 -1.424 -1.291 -1.359 -1.435
Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.856 -1.855 -1.855 -1.936 -1.936 -1.856
Lne22.9_TGrande-LasLomas -0.043 -0.32 -0.894 -0.182 -0.443 -0.907
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande -4.176 -4.443 -4.624 -3.65 -3.738 -4.016
Lne_TGRANDE-TGrande -4.673 -4.675 -4.662 -4.05 -4.001 -3.959
Lne_TGrande-Tablazo -3.706 -3.707 -3.695 -3.701 -3.7 -3.699
Lne_Tablazo-Yuscay -2.949 -2.95 -2.947 -2.948 -2.948 -2.948
tr3 chul_8001 13.034 8.009 1.927 13.622 8.889 2.608
tr2_Yuscay 2.97 2.97 2.97 2.97 2.97 2.97
tr2_Tambo Grande 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97
tr2_Tablazo 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78
tr2_Sicacate 0.22 0.22 0.22 0.3 0.3 0.22
tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 1.64 NIVEL DE CARGA DE CADA ESCENARIO (%)
2024 2024 2024 2024 2024 2024
ELEMENTOS EN ANALISIS Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje
Maxima Media Minima Maxima Media Minima
lne EJID_CAS_81 62.723 47.799 16.547 63.297 46.844 16.84
lne EJID_CHUL_81 20.334 15.381 5.725 18.9 17.571 8.281
lne PIU_EJID_81 27.412 20.836 7.162 26.829 21.454 8.412
lne PiuraSur - Chulucanas 22.954 10.396 6.085 26.324 10.63 4.778
lne sepo-ejidos 240mm2 31.354 23.837 8.209 30.689 24.544 9.638
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 18.936 7.206 33.22 29.728 26.226 28.916
Lne22.9_LasLomas-Suyo 26.127 28.015 29.908 21.639 25.027 29.047
Lne22.9_Quiroz-Suyo 30.807 31.703 32.045 28.439 29.849 31.3
Lne22.9_TGrande-LasLomas 17.62 18.384 19.391 10.527 14.216 18.569
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 63.566 64.205 83.435 66.005 72.656 79.715
Lne_TGRANDE-TGrande 73.874 72.191 89.307 79.343 82.35 84.841
Lne_TGrande-Tablazo 59.204 58.002 68.046 62.812 64.155 65.244
Lne_Tablazo-Yuscay 45.865 45.254 48.553 47.493 47.329 47.205
tr3 chul_8001 50.443 31.541 14.678 53.059 36.32 15.697
tr2_Yuscay 90.96 89.748 96.29 94.188 93.863 93.616
tr2_Tambo Grande 60.273 58.607 88.231 67.576 74.708 80.968
tr2_Tablazo 55.408 52.612 88.057 64.984 73.469 80.461
tr2_Sicacate 52.389 55.499 56.662 51.69 56.275 54.11
tr2_Quiroz 61.249 62.749 63.323 55.489 57.892 62.072
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
9.6 Demanda Máxima en Estiaje, año 2024
En el año 2020 se utiliza la configuración del SEIN en máxima estiaje año 2024.
Cuadro Nº 9.6.1: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2024
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - CON PROYECTO 2024 MAXIMA ESTIAJE
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralelo MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
lne EJID_CAS_81 1 19.95 8.262 21.593 0.209 63.297 0.774 EJIDOS60 59.733 0.9955 CASTI60 59.08 0.9847
lne EJID_CHUL_81 1 -9.284 -0.519 9.298 0.094 18.9 4.306 CHULU60 57.037 0.9506 EJIDOS60 59.733 0.9955
lne PIU_EJID_81 1 13.808 2.45 14.023 0.133 26.829 1.288 Piura_60A 60.694 1.0116 EJIDOS60 59.733 0.9955
lne PiuraSur - Chulucanas 1 11.994 9.408 15.244 0.139 26.324 4.858 PIURASUR60 63.255 1.0542 CHULU60 57.037 0.9506
lne sepo-ejidos 240mm2 1 -16.002 -6.587 17.304 0.167 30.689 0.835 EJIDOS60 59.733 0.9955 Piura_60A 60.694 1.0116
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 1.944 2.02 2.804 0.071 29.728 5.072 CHUL23 22.846 0.9976 TAMBOGRANDE21.914 0.957
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.291 0.583 1.417 0.037 21.639 7.373 LAS LOMAS 22.014 0.9613 SUYO 22.957 1.0025
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.936 0.407 1.979 0.05 28.439 0.188 SUYO 22.957 1.0025 QUIROZ 22.993 1.004
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.182 0.931 0.949 0.025 10.527 4.886 DER_CH_TAMBOGRANDE22.122 0.966 LAS LOMAS 22.014 0.9613
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -3.65 4.748 5.989 0.158 66.005 15.959 TAMBOGRANDE21.914 0.957 DER_CH_TAMBOGRANDE22.122 0.966
Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.05 3.42 5.301 0.138 79.343 15.343 DER_CH_TAMBOGRANDE22.122 0.966 Tambo_Grande23.152 1.011
Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.701 2.392 4.407 0.11 62.812 0.72 Tambo_Grande23.152 1.011 Tablazo 23.218 1.0139
Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.948 1.572 3.341 0.083 47.493 0.757 Tablazo 23.218 1.0139 Yuscay 23.306 1.0177
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Nombre MVAnom_AltaParalelo MW MVAr MVA %Carga Tap
tr3 chul_8001 30 1 13.622 6.588 15.132 53.059 -7
tr2_Yuscay 3.5 1 2.97 1.56 3.355 94.188 0
tr2_Tambo Grande 1.7 1 0.97 0.639 1.161 67.576 0
tr2_Tablazo 1.7 1 0.78 0.804 1.12 64.984 0
tr2_Sicacate 0.6 1 0.3 0.083 0.311 51.69 0
tr2_Quiroz 3 1 1.64 0.322 1.671 55.489 0
UNIDADES DE GENERACIÓN
Nombre P_max N.Unidad MW MVAr %Carga
SynSicacateG1 0.142 1 0.15 -0.039 87.609
Syn_QuirozG1 0.825 1 0.82 -0.143 85.807
Syn_QuirozG2 0.825 1 0.82 -0.143 85.807
Syn_Tablazo 0.85 1 0.78 -0.782 64.984
Syn_Tambo Grande 1.02 1 0.97 -0.615 67.576
Syn_Yuscay 2.975 1 2.97 -1.436 94.259
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Figura Nº 9.9: Flujo de Potencia, Demanda Máxima en Estiaje 2024 Con Proyecto
EMERGENCIA
PE Yacila0.69
Ul=0.69 kVu=1.00 p.u.
phiu=112.06 deg
PE Yacila23
Ul=22.97 kVu=1.00 p.u.
phiu=-99.49 deg
PE Yacila60
Ul=59.57 kVu=0.99 p.u.
phiu=-72.85 deg
Secc. Piura-Pait..
Ul=58.99 kVu=0.98 p.u.
phiu=-76.14 deg
PIURASUR60
Ul=63.25 kVu=1.05 p.u.
phiu=-77.14 deg
PIURA_ SUR220Ul=219.49 kVu=1.00 p.u.
phiu=-74.37 deg
SEPE60
Ul=60.60 kVu=1.01 p.u.
phiu=-72.47 deg
TABLAZO60Ul=57.91 kVu=0.97 p.u.
phiu=-78.40 deg
TCOLOR10.5
Ul=10.80 kVu=1.03 p.u.
phiu=127.58 deg
PIURA23
Ul=23.38 kVu=1.02 p.u.
phiu=127.43 deg
CHUL10
Ul=10.01 kVu=1.00 p.u.
phiu=126.64 deg
CHUL23
Ul=22.85 kVu=1.00 p.u.
phiu=-83.69 deg
CHULU60
Ul=57.04 kVu=0.95 p.u.
phiu=-81.37 deg
EJIDOS60
Ul=59.73 kVu=1.00 p.u.
phiu=-77.56 deg
SECHU10Ul=10.00 kVu=1.00 p.u.
phiu=127.84 deg
UNION10Ul=10.16 kVu=1.02 p.u.
phiu=129.78 deg
SECHU60Ul=57.78 kVu=0.96 p.u.
phiu=-79.25 deg
CASTI60
Ul=59.08 kVu=0.98 p.u.
phiu=-78.02 deg
UNION60Ul=58.46 kVu=0.97 p.u.
phiu=-78.58 deg
CURM10Ul=10.20 kVu=1.02 p.u.
phiu=138.30 deg
TUMAN60Ul=58.00 kVu=0.97 p.u.
phiu=-77.09 deg
CH_Yuscay Ul=6.91 kVu=1.00 p.u.
phiu=143.79 degCH_Tablazo Ul=6.90 kVu=1.00 p.u.
phiu=142.25 deg
CH_TambograndeUl=6.90 kVu=1.00 p.u.
phiu=142.06 deg
YuscayUl=23.31 kVu=1.02 p.u.
phiu=-68.12 deg
Tablazo
Ul=23.22 kVu=1.01 p.u.
phiu=-68.53 deg
TA
MB
OG
RA
ND
E Ul=
21
.91
kV
u=
0.9
6 p
.u.
ph
iu=
-83
.26
de
g
Tambo_Grande
Ul=23.15 kVu=1.01 p.u.
phiu=-68.91 deg
CH SICACATE
Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.
phiu=138.97 deg
CH QUIROZ
Ul=4.16 kVu=1.00 p.u.
phiu=139.36 deg
QUIROZUl=22.99 kVu=1.00 p.u.
phiu=-71.89 deg
SUYO Ul=22.96 kVu=1.00 p.u.
phiu=-71.98 deg
LAS LOMASUl=22.01 kVu=0.96 p.u.
phiu=-75.81 deg
DE
R_
CH
_T
AM
BO
GR
AN
DE
Ul=
22
.12
kV
u=
0.9
7 p
.u.
ph
iu=
-76
.41
de
g
Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=60.69 kVu=1.01 p.u.
phiu=-76.51 deg
PIUR4.8Ul=4.78 kVu=1.00 p.u.
phiu=127.62 deg
PIURTG10Ul=10.22 kVu=1.02 p.u.
phiu=-82.38 deg
PIURA10Ul=10.22 kVu=1.02 p.u.
phiu=-82.38 deg
CURM60Ul=60.75 kVu=1.01 p.u.
phiu=-76.21 deg
SULLA60Ul=58.32 kVu=0.97 p.u.
phiu=-78.11 deg
AREN60Ul=57.53 kVu=0.96 p.u.
phiu=-78.98 deg
PAITA60Ul=56.82 kVu=0.95 p.u.
phiu=-79.74 deg
TEXTIL60Ul=60.66 kVu=1.01 p.u.
phiu=-76.56 deg
PIURA60 Ul=58.12 kVu=0.97 p.u.
phiu=-78.55 deg
TCOLOR
Ul=56.32 kVu=0.94 p.u.
phiu=-80.20 deg
LAHUACA60
Ul=57.54 kVu=0.96 p.u.
phiu=-78.95 deg
Piura Oeste 220/Piura_220BUl=219.50 kVu=1.00 p.u.
phiu=-74.46 deg
Piura Oeste/Piura_10
Ul=10.08 kVu=1.01 p.u.
phiu=-47.09 degPiura Oeste 220/Piura_220..Ul=219.50 kV
Piura Oeste 60/Piura_6..Ul=60.69 kV
PowerFactory 15.0.1
PRE-OPERATIVIDAD CASO CON PROYECTO
CASO BASE ESTIAJE MAXIMA 2024
Project:
Graphic: TAMBO_GRAND
Date: 5/19/2015
Annex:
Load Flow Balanced
Nodes
Line-Line Voltage, Magnitude [kV]
Voltage, Magnitude [p.u.]
Voltage, Angle [deg]
Branches
Active Power [MW]
Reactive Power [Mvar]
Loading [%]
Add Piura_220A
P=50.60 MWQ=16.63 Mvar
= I=0.14 kA
P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar
loading=45.08 %I=18.22 kA
P=-21.74 MWQ=0.59 Mvar
loading=45.08 %I=0.55 kA
PE YACILA
P=21.74 MWQ=-0.00 Mvar
loading=45.00 %I=18.22 kA
P=-21.32 MWQ=3.44 Mvar
loading=40.42 %I=0.21 kA
P=21.70 MWQ=-2.24 Mvar
loading=40.42 %I=0.21 kA
P=21.74 MWQ=-0.59 Mvar
loading=59.38 %I=0.55 kA
P=-21.70 MWQ=2.24 Mvar
loading=59.38 %I=0.21 kA
lne PiuraSur - Chulucanas
P=11.99 MWQ=9.41 Mvar
loading=26.32 %I=0.14 kA
P=-11.44 MWQ=-8.37 Mvar
loading=26.32 %I=0.14 kA
lod Psur10
P=18.00 MWQ=5.92 Mvar
= I=1.05 kA
tr3 piura sur
P=30.10 MWQ=17.66 Mvar
loading=69.95 %I=0.09 kA
P=
-18
.00
MW
Q=
-5.9
2 M
var
loa
din
g=
69
.95
%I=
1.0
5 k
A
P=-11.99 MWQ=-9.41 Mvar
loading=69.95 %I=0.14 kA
Lne PiuraOeste - PiuraSurP=-15.40 MWQ=2.15 Mvar
loading=8.87 %I=0.04 kA
P=15.49 MWQ=-3.62 Mvarloading=8.87 %
I=0.04 kA
lod cem_Piura
P=25.00 MWQ=4.20 Mvar
= I=0.07 kA
lne sepo-ejidos 240mm2
P=-16.00 MWQ=-6.59 Mvar
loading=30.69 %I=0.17 kA
P=16.14 MWQ=6.84 Mvar
loading=30.69 %I=0.17 kA
Cp 20MVAr Piura
P=0.00 MWQ=-20.47 Mvar
= I=0.19 kA
Lne Sepo-Macaca
P=-14.66 MWQ=5.40 Mvar
loading=27.51 %I=0.15 kA
P=15.00 MWQ=-4.76 Mvar
loading=27.51 %I=0.15 kA
Lod piura23
P=
3.5
0 M
WQ
=1
.10
Mva
r=
I=
0.0
9 k
A
Lod chul60
P=2.20 MWQ=0.70 Mvar
= I=0.02 kA
Lod Chuluc T15-60/23/10
P=4.90 MWQ=1.60 Mvar
= I=0.05 kA
P=0..Q=0..loa..I=0..
P=
0..
Q=0
..lo
a..
I=0
..
P=0..Q=0..loa..I=0..
P=10.60 MWQ=3.48 Mvar
= I=0.60 kA
Cp tcolor
P=-0.00 MWQ=-2.54 Mvar
= I=0.14 kA
tr2 tcolo
r
P=10.60 MWQ=1.36 Mvar
loading=44.02 %I=0.11 kA
P=-10.60 MWQ=-0.94 Mvar
loading=44.02 %I=0.57 kA
lne p
aita_tc
olo
rada
P=10.68 MWQ=1.46 Mvar
loading=32.22 %I=0.11 kA
P=-10.60 MWQ=-1.36 Mvar
loading=32.22 %I=0.11 kA
lne S
ullana-C
hir
a
P=4.58 MWQ=1.73 Mvar
loading=9.70 %I=0.05 kA
P=-4.54 MWQ=-1.64 Mvarloading=9.70 %
I=0.05 kA
P=-42.22 MWQ=-17.77 Mvarloading=46.80 %
I=0.44 kA
P=-0.00 MWQ=0.00 Mvar
loading=46.80 %I=0.00 kAP=42.33 MW
Q=19.69 Mvarloading=46.80 %
I=0.12 kA
P=42.03 MWQ=16.97 Mvar
loading=88.29 %I=0.45 kA
P=-38.53 MWQ=-12.67 Mvarloading=88.29 %
I=2.29 kA
P=8.00 MWQ=2.60 Mvar
= I=0.48 kA
P=-9.28 MWQ=-0.52 Mvar
loading=18.90 %I=0.09 kA
P=9.68 MWQ=0.62 Mvar
loading=18.90 %I=0.09 kA
P=13.81 MWQ=2.45 Mvar
loading=26.83 %I=0.13 kA
P=-13.63 MWQ=-2.29 Mvar
loading=26.83 %I=0.13 kA
P=2.72 MWQ=1.06 Mvar
loading=86.69 %I=0.03 kA
P=-2.70 MWQ=-0.89 Mvar
loading=86.69 %I=0.16 kA
P=5.60 MWQ=1.98 Mvar
loading=40.64 %I=0.06 kA
P=-5.60 MWQ=-1.80 Mvar
loading=40.64 %I=0.33 kA
P=19.95 MWQ=8.26 Mvar
loading=63.30 %I=0.21 kA
P=-19.80 MWQ=-8.06 Mvar
loading=63.30 %I=0.21 kA
P=10.74 MWQ=3.58 Mvar
loading=32.97 %I=0.11 kA
P=-10.47 MWQ=-3.43 Mvar
loading=32.97 %I=0.11 kA
P=-12.50 MWQ=-4.53 Mvar
loading=89.73 %I=0.13 kA
P=12.50 MWQ=5.68 Mvar
loading=89.73 %I=0.78 kA
P=-10.14 MWQ=-4.72 Mvar
loading=53.06 %I=0.28 kA
P=-3.40 MWQ=-1.10 Mvar
loading=53.06 %I=0.21 kA
Shunt/F
ilte
r
P=
0.0
0 M
WQ
=-4
.58
Mva
r=
I=
0.1
2 k
A
Lne_Tablazo-Yuscay
P=-2.95 MWQ=1.57 Mvar
loading=47.49 %I=0.08 kA
P=2.97 MWQ=-1.56 Mvar
loading=47.49 %I=0.08 kA
Lne_TGrande-Tablazo
P=-3.70 MWQ=2.39 Mvar
loading=62.81 %I=0.11 kA
P=3.73 MWQ=-2.38 Mvar
loading=62.81 %I=0.11 kA
Lne_TGRANDE-TGrande
P=
-4.0
5 M
WQ
=3
.42
Mva
rlo
ad
ing
=7
9.3
4 %
I=0
.14
kA
P=4.67 MWQ=-3.03 Mvar
loading=79.34 %I=0.14 kA
SG~
Syn_Yuscay
P=2.97 MWQ=-1.44 Mvar
loading=94.26 %I=0.28 kA
SG~
Syn_Tablazo
P=0.78 MWQ=-0.78 Mvar
loading=64.98 %I=0.09 kA
SG~
Syn_Tambo Grande
P=0.97 MWQ=-0.62 Mvar
loading=67.58 %I=0.10 kA
tr2_Y
uscay
P=-2.97 MWQ=1.56 Mvar
loading=94.19 %I=0.08 kA
P=2.97 MWQ=-1.44 Mvar
loading=94.19 %I=0.28 kA
tr2_T
abla
zo
P=-0.78 MWQ=0.80 Mvar
loading=64.98 %I=0.03 kA
P=0.78 MWQ=-0.78 Mvar
loading=64.98 %I=0.09 kA
tr2_T
am
bo G
rande
P=-0.97 MWQ=0.64 Mvar
loading=67.58 %I=0.03 kA
P=0.97 MWQ=-0.62 Mvar
loading=67.58 %I=0.10 kA
SG~
Syn_QuirozG2
P=0.82 MWQ=-0.14 Mvar
loading=85.81 %I=0.12 kA
SG~
Syn_QuirozG1
P=0.82 MWQ=-0.14 Mvar
loading=85.81 %I=0.12 kA
SG~
SynSicacateG2
P=0.15 MWQ=-0.04 Mvar
loading=87.61 %I=0.02 kA
SG~
SynSicacateG1
P=0.15 MWQ=-0.04 Mvar
loading=87.61 %I=0.02 kA
tr2_S
icacate
P=-0.30 MWQ=0.08 Mvar
loading=51.69 %I=0.01 kA
P=0.30 MWQ=-0.08 Mvar
loading=51.69 %I=0.04 kA
tr2_Q
uir
oz
P=-1.64 MWQ=0.32 Mvar
loading=55.49 %I=0.04 kA
P=1.64 MWQ=-0.29 Mvar
loading=55.49 %I=0.23 kA
Lod Suyo
P=0.55 MWQ=0.18 Mvar
= I=0.01 kALod Las Lomas
P=1.10 MWQ=0.36 Mvar
= I=0.03 kA
Lod T
am
bo G
rande
P=
5.5
0 M
WQ
=1
.81
Mva
r=
I=
0.1
5 k
A
Lne22.9_Quiroz-SuyoP=-1.94 MWQ=0.41 Mvar
loading=28.44 %I=0.05 kA
P=1.94 MWQ=-0.41 Mvar
loading=28.44 %I=0.05 kA
Lne22.9_LasLomas-SuyoP=-1.29 MWQ=0.58 Mvar
loading=21.64 %I=0.04 kA
P=1.39 MWQ=-0.59 Mvar
loading=21.64 %I=0.04 kA
Lne22.9
_T
Gra
nde-L
asLom
as
P=
-0.1
8 M
WQ
=0
.93
Mva
rlo
ad
ing
=1
0.5
3 %
I=0
.02
kA
P=0.19 MWQ=-0.94 Mvar
loading=10.53 %I=0.03 kA
Lne22.9
_T
am
bogra
nde-D
erC
HT
Gra
nde
P=
-3.6
5 M
WQ
=4
.75
Mva
rlo
ad
ing
=6
6.0
0 %
I=0
.16
kA
P=
4.2
3 M
WQ
=-4
.35
Mva
rlo
ad
ing
=6
6.0
0 %
I=0
.16
kA
Lne22.9
_C
hulu
canas-T
Gra
nde
P=1.94 MWQ=2.02 Mvar
loading=29.73 %I=0.07 kA
P=
-1.8
5 M
WQ
=-1
.98
Mva
rlo
ad
ing
=2
9.7
3 %
I=0
.07
kA
G~
Curum G1
P=6.25 MWQ=2.84 Mvar
loading=97.36 %I=0.39 kA
= = = =
= = = =
lne COL_P..
P=5.91 MWQ=1.51 Mvar
loading=12.17 %I=0.06 kA
P=-5.89 MWQ=-1.44 Mvar
loading=12.17 %I=0.06 kA
G~
Piura G4
= = = =
P=
2.7
0 M
WQ
=0
.89
Mva
r=
I=
0.1
6 k
A
P=5.60 MWQ=1.80 Mvar
= I=0.33 kA
P=38.50 MWQ=12.65 Mvar
= I=2.29 kA
G~
Piura TG
= = = =
G~
Piura G1
= = = =
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.10 %I=0.00 kA
P=-0.01 MWQ=-0.01 Mvarloading=0.10 %
I=0.00 kA
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.10 %I=0.00 kA
P=-0.01 MWQ=-0.01 Mvarloading=0.10 %
I=0.00 kA
P=1.40 MWQ=0.10 Mvar
= I=0.01 kA
P=4.48 MWQ=5.38 Mvar
loading=13.32 %I=0.07 kA P=-12.37 MW
Q=-4.34 Mvarloading=48.60 %
I=0.13 kA
P=-16.59 MWQ=-8.99 Mvar
loading=37.36 %I=0.19 kA
P=43.23 MWQ=19.19 Mvar
loading=82.62 %I=0.45 kA
P=-42.03 MWQ=-16.97 Mvarloading=82.62 %
I=0.45 kA
P=-17.33 MWQ=-6.22 Mvar
loading=37.41 %I=0.19 kA
P=17.51 MWQ=6.75 Mvar
loading=37.41 %I=0.19 kA
= = = =
P=1.40 MWQ=0.05 Mvar
loading=4.48 %I=0.01 kA
P=-1.40 MWQ=-0.10 Mvarloading=4.48 %
I=0.01 kA
P=0.23 MWQ=-0.03 Mvarloading=0.46 %
I=0.00 kA
P=-0.23 MWQ=0.03 Mvar
loading=0.46 %I=0.00 kA
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-0.00 MWQ=-0.00 Mvarloading=0.32 %
I=0.00 kA
P=-21.25 MWQ=-8.56 Mvar
loading=46.80 %I=0.22 kA
P=21.33 MWQ=9.50 Mvar
loading=46.80 %I=0.06 kA
tr3 Piura T15-261
P=-12.47 MWQ=-5.73 Mvar
loading=45.21 %I=0.13 kA
P=-8.00 MWQ=-2.60 Mvar
loading=45.21 %I=0.48 kA
P=-0.72 MWQ=-9.39 Mvar
loading=18.44 %I=0.09 kA
P=0.80 MWQ=9.66 Mvar
loading=18.44 %I=0.09 kA
P=-21.55 MWQ=-4.39 Mvar
loading=44.69 %I=0.22 kA
P=22.04 MWQ=5.95 Mvar
loading=44.69 %I=0.22 kA
G~
Piura G2
= = = =
G~
Piura G5
= = = =
P=0.01 MWQ=0.01 Mvar
loading=0.32 %I=0.00 kA
P=-0.00 MWQ=-0.00 Mvarloading=0.32 %
I=0.00 kA
P=-4.83 MWQ=-1.61 Mvar
loading=15.42 %I=0.05 kA
P=4.87 MWQ=1.45 Mvar
loading=15.42 %I=0.05 kA
P=153.12 MWQ=-31.32 Mvarloading=0.00 %
I=0.41 kA
P=3.40 MWQ=1.10 Mvar
= I=0.21 kA
G~
Curum G2
P=6.25 MWQ=2.84 Mvar
loading=97.36 %I=0.39 kA
P=75.94 MWQ=52.53 Mvarloading=0.00 %
I=0.88 kA
P=8.20 MWQ=2.70 Mvar
= I=0.22 kA
DIg
SIL
EN
T
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
9.7 Análisis de Resultados Casos Base
En los casos sin proyecto del año 2020 para la zona de la salida en 22.9 kV desde
Chulucanas, no se presentan sobrecargas en la LT 22.9 kV.
Para el caso sin proyecto, en la zona del estudio, se presentan nivel de tensión inferiores
al 5% de la tensión nominal.
En el año 2020 para los casos con proyecto en el área de influencia del proyecto, salida
desde Chulucanas en el nivel 22.9 kV, no se presentan sobrecargas.
Para los casos con proyecto, en la zona del estudio, no se presentan tensión fuera del
rango del 5% de la nominal.
Sin embargo se presenta con el proyecto, un aumento de las pérdidas en 0.287 MW en el
tramo Chulucanas-Tambogrande- Derivación –Las Lomas.
FLUJO EN MAXIMA DEMANDA SIN PROYECTO
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralello MW1 kA1 %Carga Perd MW
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 5.012 0.136 56.928 0.346
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.337 0.038 21.994 0.099
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.936 0.051 29.354 0.004
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.336 0.01 4.031 0.001
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande 1 -0.334 0.01 4.136 0.002
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA MAXIMA CON PROYECTO
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralello MW1 kA1 %Carga Perd MW
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 0.76 0.037 15.479 0.025
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.204 0.047 27.421 0.152
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.856 0.055 31.509 0.004
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.177 0.043 18.312 0.027
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -4.265 0.158 66.071 0.584
Lne_DCHTambog-Tambog 1 -4.672 0.131 74.827 0.003
Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.705 0.105 59.87 0.024
Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.949 0.081 46.201 0.021
Se menciona que esta conexión va a ser provisional porque se instalara, para esta zona en
estudio, una línea en 60 kV, debido a que va a aumentar la demanda para alimentar las
bombas de riego.
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
10. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
El análisis de contingencias N-1 líneas se realiza con la finalidad de verificar el
comportamiento del sistema ante la salida de algún elemento del sistema eléctrico, tal
como una línea de transmisión, transformador, etc.
La metodología consiste en evaluar los niveles de sobrecargas en los enlaces de
transmisión del SEIN ante la contingencia de salida de otro enlace de transmisión y que
se encuentre relacionada o cercana a la zona del Proyecto, para posteriormente determinar
los refuerzos necesarios para superar la contingencia de acuerdo a los criterios
establecidos para este tipo de análisis.
10.1 Casos analizados
Con la finalidad de observar si el sistema eléctrico soporta el criterio N-1 se han simulado
la salida de determinadas líneas para la máxima demanda:
a) Caso Base
b) Salida Capacitor nuevo de 5 MVAR en Tambogrande
c) Salida Carga de 5 MW en Tambogrande
d) Salida de Generadores existentes CH Quiroz y CH Sicate
e) Salida de Generadores proyecto CH Tambogrande-CH Tablazo-CH Yuscay.
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
10.2 Casos de Contingencia Escenario Máxima Demanda Avenida 2020
CONTINGENCIAS - FLUJO DE POTENCIA MW - MAXIMA AVENIDA 2020
2020 2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS Caso Base Salida Capacitor Salida Carga Salida Generadores Salida Generadores
Tambogrande Tambogrande Existentes Proyecto
lne EJID_CAS_81 19.762 19.764 19.761 19.761 19.762
lne EJID_CHUL_81 -9.363 -9.504 -7.083 -10.03 -11.548
lne PIU_EJID_81 13.832 14.003 12.732 14.112 14.861
lne PiuraSur - Chulucanas 10.472 10.307 8.218 11.306 12.875
lne sepo-ejidos 240mm2 -15.91 -15.939 -14.522 -16.355 -17.312
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 0.662 0.587 -3.739 2.13 5.099
Lne22.9_LasLomas-Suyo -1.211 -1.235 -1.172 0.512 -1.275
Lne22.9_Quiroz-Suyo -1.856 -1.856 -1.855 0 -1.857
Lne22.9_TGrande-LasLomas -0.186 -0.216 -0.136 1.535 -0.27
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande-4.348 -4.522 -3.937 -2.935 -0.264
Lne_TGRANDE-TGrande -4.675 -4.68 -4.665 -4.676 0
Lne_TGrande-Tablazo -3.708 -3.712 -3.698 -3.708 0
Lne_Tablazo-Yuscay -2.95 -2.952 -2.948 -2.95 0
tr3 chul_8001 12.329 12.26 7.912 13.804 16.792
tr2_Yuscay 2.97 2.97 2.97 2.97 0
tr2_Tambo Grande 0.97 0.97 0.97 0.97 0
tr2_Tablazo 0.78 0.78 0.78 0.78 0
tr2_Sicacate 0.22 0.22 0.22 0 0.22
tr2_Quiroz 1.64 1.64 1.64 0 1.64 CONTINGENCIAS - FLUJO DE POTENCIA % - MAXIMA AVENIDA 2020
2020 2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS Caso Base Salida Capacitor Salida Carga Salida Generadores Salida Generadores
Tambogrande Tambogrande Existentes Proyecto
lne EJID_CAS_81 64.14 64.436 64.001 64.039 64.116
lne EJID_CHUL_81 19.693 20.814 15.107 20.836 24.121
lne PIU_EJID_81 27.503 28.184 25.494 27.857 29.243
lne PiuraSur - Chulucanas 22.507 23.707 19.103 23.156 25.625
lne sepo-ejidos 240mm2 31.457 32.235 29.161 31.862 33.447
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 9.72 32.057 43.097 24.74 58.327
Lne22.9_LasLomas-Suyo 26.757 24.543 30.158 7.898 20.002
Lne22.9_Quiroz-Suyo 31.012 29.426 33.635 0.022 26.828
Lne22.9_TGrande-LasLomas 17.608 15.094 21.054 16.763 7.366
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande61.943 52.819 80.345 39.226 7.12
Lne_TGRANDE-TGrande 71.546 68.429 88.008 71.069 0.082
Lne_TGrande-Tablazo 57.53 53.973 66.608 57.174 0.08
Lne_Tablazo-Yuscay 45.011 42.821 47.056 44.827 0.047
tr3 chul_8001 47.945 52.374 34.951 51.034 61.235
tr2_Yuscay 89.267 84.923 93.322 88.901 0
tr2_Tambo Grande 58.071 64.859 89.131 57.725 0
tr2_Tablazo 51.534 47.749 89.222 50.737 0
tr2_Sicacate 53.11 47.382 61.93 0 36.838
tr2_Quiroz 61.592 58.952 66.006 0 54.711
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05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
10.3 Caso de Contingencia Salida de Capacitor Escenario Máxima Demanda 2020
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA CAPACITOR DEL PROYECTO EN TAMBOGRANDE DE 5 MVAR
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralelo MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 0.587 2.852 2.911 0.076 32.057 22.814 CHUL23 22.031 0.9621 TAMBOGRANDE21.285 0.9295
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.235 1.064 1.63 0.042 24.543 9.843 LAS LOMAS 22.513 0.9831 SUYO 23.081 1.0079
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.856 0.889 2.058 0.051 29.426 0.21 SUYO 23.081 1.0079 QUIROZ 23.108 1.0091
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.216 1.386 1.403 0.036 15.094 8.517 DER_CH_TAMBOGRANDE22.681 0.9904 LAS LOMAS 22.513 0.9831
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -4.522 1.153 4.667 0.127 52.819 8.269 TAMBOGRANDE21.285 0.9295 DER_CH_TAMBOGRANDE22.681 0.9904
Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.68 -0.477 4.704 0.12 68.429 0.045 DER_CH_TAMBOGRANDE22.681 0.9904 Tambo_Grande22.692 0.9909
Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.712 0.025 3.712 0.094 53.973 0.53 Tambo_Grande22.692 0.9909 Tablazo 22.811 0.9961
Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.952 0.227 2.961 0.075 42.821 0.615 Tablazo 22.811 0.9961 Yuscay 22.944 1.0019
10.4 Caso de Contingencia Salida de Carga Escenario Máxima Demanda 2020
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA DE CARGA EN TAMBOGRANDE DE 5 MW
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralello MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 -3.739 1.608 4.07 0.103 43.097 5.299 CHUL23 22.776 0.9946 TAMBOGRANDE 23.498 1.0261
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.172 1.686 2.053 0.051 30.158 15.647 LAS LOMAS 23.098 1.0086 SUYO 23.226 1.0142
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.855 1.47 2.367 0.059 33.635 0.274 SUYO 23.226 1.0142 QUIROZ 23.244 1.015
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.136 2.019 2.023 0.05 21.054 26.508 DER_CH_TAMBOGRANDE23.37 1.0205 LAS LOMAS 23.098 1.0086
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -3.937 6.754 7.818 0.192 80.345 21.923 TAMBOGRANDE 23.498 1.0261 DER_CH_TAMBOGRANDE23.37 1.0205
Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.665 4.136 6.234 0.154 88.008 0.075 DER_CH_TAMBOGRANDE23.37 1.0205 Tambo_Grande 23.374 1.0207
Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.698 2.929 4.717 0.117 66.608 0.81 Tambo_Grande 23.374 1.0207 Tablazo 23.428 1.023
Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.948 1.57 3.34 0.082 47.056 0.744 Tablazo 23.428 1.023 Yuscay 23.515 1.0268
10.5 Caso de Contingencia Salida de Generadores Existentes Escenario Máxima
Demanda 2020
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA GENERADORES EXISTENTES
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralelo MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 2.13 -0.984 2.347 0.059 24.74 3.154 CHUL23 22.818 0.9964 TAMBOGRANDE22.445 0.9801
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 0.512 0.103 0.523 0.013 7.898 2.492 LAS LOMAS 22.572 0.9857 SUYO 21.967 0.9593
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 0 -0.001 0.001 0 0.022 1.752 SUYO 21.967 0.9593 QUIROZ 21.967 0.9593
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 1.535 0.428 1.594 0.04 16.763 1.518 DER_CH_TAMBOGRANDE22.956 1.0024 LAS LOMAS 22.572 0.9857
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -2.935 2.154 3.641 0.094 39.226 7 TAMBOGRANDE22.445 0.9801 DER_CH_TAMBOGRANDE22.956 1.0024
Lne_TGRANDE-TGrande 1 -4.676 1.609 4.945 0.124 71.069 0.049 DER_CH_TAMBOGRANDE22.956 1.0024 Tambo_Grande22.963 1.0028
Lne_TGrande-Tablazo 1 -3.708 1.442 3.979 0.1 57.174 0.595 Tambo_Grande22.963 1.0028 Tablazo 23.051 1.0066
Lne_Tablazo-Yuscay 1 -2.95 1.048 3.131 0.078 44.827 0.674 Tablazo 23.051 1.0066 Yuscay 23.156 1.0112
10.6 Caso de Contingencia Salida de Generadores del Proyecto Máxima Demanda
2020
RESULTADOS DEL FLUJO DE POTENCIA - SALIDA GENERADORES DEL PROYECTO - CON EL CAPACITORDE 5 MVAR EN TAMBOGRANDE
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Nombre paralello MW1 MVAr1 MVA1 kA1 %Carga %Perd Barra1 kV1 pu1 Barra2 kV2 pu2
Lne22.9_Chulucanas-TGrande 1 5.099 -2.107 5.517 0.14 58.327 7.667 CHUL23 22.755 0.9937 TAMBOGRANDE21.845 0.954
Lne22.9_LasLomas-Suyo 1 -1.275 0.278 1.305 0.035 20.002 6.433 LAS LOMAS 21.754 0.9499 SUYO 22.888 0.9995
Lne22.9_Quiroz-Suyo 1 -1.857 0.127 1.861 0.047 26.828 0.174 SUYO 22.888 0.9995 QUIROZ 22.926 1.0011
Lne22.9_TGrande-LasLomas 1 -0.27 0.591 0.65 0.017 7.366 1.602 DER_CH_TAMBOGRANDE21.791 0.9516 LAS LOMAS 21.754 0.9499
Lne22.9_Tambogrande-DerCHTGrande1 -0.264 0.559 0.618 0.016 7.12 2.465 TAMBOGRANDE21.845 0.954 DER_CH_TAMBOGRANDE21.791 0.9516
Lne_TGRANDE-TGrande 1 0 -0.005 0.005 0 0.082 3.177 DER_CH_TAMBOGRANDE21.791 0.9516 Tambo_Grande21.791 0.9516
Lne_TGrande-Tablazo 1 0 -0.005 0.005 0 0.08 60.189 Tambo_Grande21.791 0.9516 Tablazo 21.791 0.9516
Lne_Tablazo-Yuscay 1 0 -0.003 0.003 0 0.047 27.984 Tablazo 21.791 0.9516 Yuscay 21.791 0.9516
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10.7 Análisis de Resultados en Contingencia
Existen tensiones debajo del 5% en el caso de la salida del capacitor del proyecto de 5
MVAR en Tambogrande. Sin embargo estas tensión son superiores al 0.9 pu.
En contingencia la salida de la Carga de 5 MW en Tambogrande, no se presentan
tensiones bajas ni sobrecargas, sin embargo las pérdidas aumentan.
En la salida de los generadores existentes de CH Quiroz y CH Sicate no se presentan
tensiones bajas ni sobrecargas.
En la salida de los generadores del proyecto de CH Tambogrande, CH Tablazo y CH
Yuscay no se presentan tensiones bajas ni sobrecargas.
Se puede concluir que el sistema proyecta soporta las contingencias del estudio.
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11. ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS
El análisis de cortocircuitos se orienta a determinar el nivel de las corrientes de falla en
determinadas barras de las subestaciones cercanas a la zona del proyecto. Para ello se han
tenido presente lo siguiente:
11.1 Premisas
El análisis de cortocircuitos se ha realizado con las siguientes premisas:
Método de acuerdo a la Norma IEC 60909 – 2001.
Tipo de falla trifásica o falla fase a tierra
Calculo de la máxima corriente de corto circuito
Impedancia de falla, cero
Duración de apertura del interruptor, 0.1 s.
11.2 Casos Simulados
Los casos que han sido considerados en este cálculo corresponden a los de Demanda
Máxima en el año 2020 con y sin proyecto. En el año 2024, final del periodo de análisis.
Adicionalmente se presentan los resultados de las corrientes de falla para un escenario
especial en el año 2024 considerando todas las unidades de generación disponibles en el
SEIN. En este caso se analiza el impacto de la presencia de la Central proyectada en la
corriente de cortocircuito de cada barra cercana.
Se muestran los resultados de las simulaciones de cortocircuito para los casos
mencionados, cuyos resultados están identificados utilizando la siguiente nomenclatura:
Sk” : Potencia de corto-circuito inicial
Ik” : Corriente de corto-circuito inicial
Ip : Corriente Pico de corto-circuito
Ib : Corriente de apertura de corto-circuito
Sb : Potencia de apertura de corto-circuito
Ik : Corriente de corto-circuito en el Estado Estacionario
Ith : Corriente equivalente térmica de corto-circuito
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11.3 Cortocircuito 2020 sin Proyecto
Cuadro Nº 11.3.1: Resumen de los Casos de Cortocircuito Trifásico 2020 Sin Proyecto RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO TRIFASICO SIN PROYECTO
CORTO CIRCUITO DE CADA ESCENARIO (kA)
2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS kV AVENIDA AVENIDA ESTIAJE ESTIAJE
MAX MIN MAX MIN
CASTI60 60 4.79 4.767 4.782 4.768
CHULU60 60 1.989 1.984 1.987 1.985
EJIDOS60 60 6.574 6.529 6.558 6.532
CHUL23 22.9 3.348 3.343 3.346 3.343
DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 0.869 0.869 0.869 0.869
LAS LOMAS 22.9 0.728 0.728 0.728 0.728
QUIROZ 22.9 0.502 0.502 0.502 0.502
SUYO 22.9 0.504 0.504 0.504 0.504
TAMBOGRANDE 22.9 1.422 1.422 1.422 1.422
CHUL10 10 7.796 7.785 7.792 7.785
CH QUIROZ 4.16 2.824 2.824 2.824 2.824
CH SICACATE 4.16 1.683 1.683 1.683 1.683
11.4 Cortocircuito 2020 Con Proyecto
Cuadro Nº 11.4.1: Resumen de los Casos de Cortocircuito Trifásico 2020 con Proyecto RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO 2020 CON PROYECTO
CORTO CIRCUITO DE CADA ESCENARIO (kA)
2020 2020 2020 2020
ELEMENTOS EN ANALISIS kV AVENIDA AVENIDA ESTIAJE ESTIAJE
MAX MIN MAX MIN
CASTI60 60 4.815 4.792 4.807 4.793
CHULU60 60 2.106 2.102 2.104 2.102
EJIDOS60 60 6.623 6.579 6.608 6.582
CHUL23 22.9 3.665 3.66 3.663 3.66
DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 1.603 1.603 1.603 1.603
LAS LOMAS 22.9 1.126 1.126 1.126 1.126
QUIROZ 22.9 0.577 0.577 0.577 0.577
SUYO 22.9 0.581 0.581 0.581 0.581
TAMBOGRANDE 22.9 1.891 1.89 1.891 1.89
Tablazo 22.9 1.547 1.547 1.547 1.547
Tambo_Grande 22.9 1.601 1.601 1.601 1.601
Yuscay 22.9 1.443 1.443 1.443 1.443
CHUL10 10 8.418 8.408 8.414 8.408
CH_Tablazo 6.9 3.292 3.292 3.292 3.292
CH_Tambogrande 6.9 3.34 3.34 3.34 3.34
CH_Yuscay 6.9 4.12 4.12 4.12 4.12
CH QUIROZ 4.16 3.152 3.152 3.152 3.152
CH SICACATE 4.16 1.803 1.803 1.803 1.803
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11.5 Cortocircuito 2024 Con Proyecto
Cuadro Nº 11.4.2: Resumen de Casos de Cortocircuito Trifásico 2024
RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO TRIFASICO 2024 CON PROYECTO
CORTO CIRCUITO DE CADA ESCENARIO (kA)
2024 2024 2024 2024
ELEMENTOS EN ANALISIS kV AVENIDA AVENIDA ESTIAJE ESTIAJE
MAX MIN MAX MIN
CASTI60 60 4.888 4.875 4.869 4.851
CHULU60 60 2.119 2.117 2.081 2.079
EJIDOS60 60 6.764 6.738 6.727 6.692
CHUL23 22.9 3.678 3.676 3.572 3.569
DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 1.603 1.603 1.378 1.378
LAS LOMAS 22.9 1.126 1.126 1.003 1.003
QUIROZ 22.9 0.577 0.577 0.553 0.553
SUYO 22.9 0.581 0.581 0.557 0.557
TAMBOGRANDE 22.9 1.893 1.893 1.751 1.75
Tablazo 22.9 1.547 1.547 1.21 1.21
Tambo_Grande 22.9 1.601 1.601 1.227 1.227
Yuscay 22.9 1.444 1.444 1.16 1.16
CHUL10 10 8.451 8.445 8.247 8.24
CH_Tablazo 6.9 3.293 3.293 2.896 2.896
CH_Tambogrande 6.9 3.34 3.34 2.915 2.915
CH_Yuscay 6.9 4.12 4.12 3.579 3.579
CH QUIROZ 4.16 3.152 3.152 3.056 3.056
CH SICACATE 4.16 1.803 1.803 1.771 1.771
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11.6 Cortocircuito 2024 Asimétricos
Se presentan el resumen de los resultados de las corrientes de cortocircuito simetrías y
asimétricos obtenidos en el año 2024.
Cuadro Nº 11.5.2: Resumen de los Casos de Cortocircuito 2024 RESUMEN DEL CORTOCIRCUITO 2024 SIMETRICO Y ASIMETRICO
CORTO CIRCUITO DE CADA ESCENARIO (kA)
Tension 3F 2F 1F 3F 2F 1F 3F 2F 1F 3F 2F 1F
BARRA EN ANALISIS (kV) Av24maxCP Av24maxCP Av24maxCP Av24minCP Av24minCP Av24minCP Es24maxCP Es24maxCP Es24maxCP Es24minCP Es24minCP Es24minCP
CASTI60 60 4.888 4.297 4.657 4.875 4.193 4.448 4.869 4.281 4.65 4.851 4.222 4.464
CHULU60 60 2.119 2.183 2.476 2.117 2.087 2.336 2.081 2.15 2.448 2.079 2.079 2.328
EJIDOS60 60 6.764 6.087 6.558 6.738 5.995 6.33 6.727 6.051 6.538 6.692 6.012 6.362
CHUL23 22.9 3.678 4.614 4.587 3.676 4.497 4.438 3.572 4.543 4.523 3.569 4.432 4.368
DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 1.603 1.725 1.816 1.603 1.694 1.771 1.378 1.259 1.137 1.378 1.268 1.144
LAS LOMAS 22.9 1.126 1.105 1.056 1.126 1.092 1.04 1.003 0.908 0.812 1.003 0.916 0.819
QUIROZ 22.9 0.577 0.687 0.725 0.577 0.684 0.719 0.553 0.659 0.696 0.553 0.659 0.692
SUYO 22.9 0.581 0.686 0.718 0.581 0.683 0.712 0.557 0.657 0.689 0.557 0.656 0.685
TAMBOGRANDE 22.9 1.893 1.709 1.59 1.893 1.68 1.556 1.751 1.528 1.383 1.75 1.528 1.383
Tablazo 22.9 1.547 1.692 1.795 1.547 1.661 1.752 1.21 1.401 1.44 1.21 1.41 1.446
Tambo_Grande 22.9 1.601 1.724 1.82 1.601 1.693 1.775 1.227 1.393 1.432 1.227 1.403 1.438
Yuscay 22.9 1.444 1.561 1.669 1.444 1.534 1.632 1.16 1.336 1.378 1.16 1.345 1.385
CHUL10 10 8.451 6.625 0.589 8.445 6.368 0.166 8.247 6.568 0.595 8.24 6.286 0.164
CH_Tablazo 6.9 3.293 2.53 0.014 3.293 2.437 0.014 2.896 2.207 0.014 2.896 2.202 0.014
CH_Tambogrande 6.9 3.34 2.578 0.014 3.34 2.481 0.014 2.915 2.228 0.014 2.915 2.223 0.014
CH_Yuscay 6.9 4.12 3.182 0.014 4.12 3.096 0.014 3.579 2.749 0.014 3.579 2.761 0.014
CH QUIROZ 4.16 3.152 2.482 0.017 3.152 2.459 0.017 3.056 2.415 0.017 3.056 2.385 0.017
CH SICACATE 4.16 1.803 1.431 0.005 1.803 1.422 0.005 1.771 1.41 0.005 1.771 1.397 0.005
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11.7 Cortocircuito Trifásico 2024 Especial
Cuadro Nº 11.6: Caso de Cortocircuito Trifásico 2024 Especial
RESULTADOS DEL CORTO CIRCUITO TRIFASICO ESPECIAL CON TODOS LOS GENERADORES EN OPERACIÓN
DEMANDA MÁXIMA 2024 ESTIAJE
BARRAS
Barra Tensión Skss
(kV) (MVA) Ikss Ip Ib Ik Ith X/R_pico
CASTI60 60 566.953 5.456 10.406 5.456 5.456 5.477 2.746
CHULU60 60 224.934 2.164 4.104 2.164 2.164 2.173 2.687
EJIDOS60 60 823.207 7.921 16.399 7.92 7.897 7.964 3.788
CHUL23 22.9 145.161 3.66 7.547 3.66 3.66 3.679 3.726
DER_CH_TAMBOGRANDE 22.9 54.746 1.38 2.274 1.339 1.378 1.383 1.57
LAS LOMAS 22.9 39.813 1.004 1.625 0.984 1.002 1.006 1.457
QUIROZ 22.9 21.949 0.553 1.177 0.5 0.553 0.557 4.25
SUYO 22.9 22.08 0.557 1.171 0.504 0.556 0.56 4.05
TAMBOGRANDE 22.9 69.866 1.761 2.783 1.758 1.757 1.765 1.297
Tablazo 22.9 47.999 1.21 2.742 1.061 1.209 1.22 5.765
Tambo_Grande 22.9 48.66 1.227 2.722 1.081 1.226 1.236 5.177
Yuscay 22.9 46.025 1.16 2.626 1.022 1.159 1.17 5.723
CHUL10 10 146.429 8.454 17.44 8.454 8.454 8.499 3.733
CH_Tablazo 6.9 34.621 2.897 7.028 2.618 2.895 2.933 8.745
CH_Tambogrande 6.9 34.842 2.915 6.988 2.644 2.913 2.949 8.04
CH_Yuscay 6.9 42.785 3.58 8.438 3.076 3.577 3.617 7.214
CH QUIROZ 4.16 22.019 3.056 6.682 2.657 3.053 3.077 4.824
CH SICACATE 4.16 12.76 1.771 4.195 1.683 1.769 1.79 7.441
Corrientes de Falla (kA)
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11.8 Análisis de Resultados
En el caso sin proyecto los niveles de cortocircuito son:
Chulucanas 22.9kV 3.34 kA
Tambogrande 22.9 kV 1.42 kA
Las Lomas 22.9 kV … 0.72 kA
En el caso con proyecto año 2020 los niveles de cortocircuito son:
Chulucanas 22.9kV 3.66 kA
Tambogrande 22.9kV 1.89 kA
Derivación Centrales Proyecto 22.9 kV 1.60 kA
Las Lomas 22.9 kV 1.12 kA
En el caso con proyecto año 2024 los niveles de cortocircuito son:
Chulucanas 22.9kV 5.67 kA
Tambogrande 22.9kV 1.89 kA
Derivación Centrales Proyecto 22.9 kV 1.60 kA
Las Lomas 22.9 kV 1.12 kA
Los interruptores seleccionados con corriente de ruptura de:
Nivel 22.9 kV 20 kA
Que están por encima de las corrientes de cortocircuito calculadas de 3.7 kA.
La puesta a tierra del generador de Tambogrande son de 280 ohm con lo que se limita la
corriente de falla a tierra en bornes de los generadores a un valor de 14 Amperios.
La puesta a tierra del generador de Tablazo es de 280 ohm con lo que se limita la corriente de
falla a tierra en bornes de los generadores a un valor de 14 Amperios.
La puesta a tierra del generador de Yuscay es de 280 ohm con lo que se limita la corriente de
falla a tierra en bornes de los generadores a un valor de 14 Amperios.
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12. ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA
Para el análisis de estabilidad transitoria se recopila la información referente a los
modelos de los reguladores de tensión, velocidad, y se utilizan las condiciones iniciales
dadas por los flujos de potencia.
Luego se realizan las siguientes simulaciones:
Simulación Sin Falla
Simulaciones de Fallas en la zona
Simulaciones de secuencia inversa
Simulación de tiempos críticos
12.1 Reguladores de Velocidad y de Tensión del Proyecto Hidroeléctrico Yuscay-
Tablazo-Tambogrande
El Regulador de Velocidad tiene el Modelo típico HYGOV, cuyo diagrama de bloques se
presenta a continuación.
Lámina Nº 12.1.1: Modelo del Regulador de Velocidad
pcu_HYGOV:
xr
xw
Note:
yh = (yq/yg)^2
xgxf
-
-
-
-
-
-
1/sTw
KDt
[(1+Ts)/KsT]r,Tr,Vlim
Gmax
Gmin
KoutQNL
Out1
KAt
1/(1+sT)Tg
1/(1+sT)Tf
div&pow20
1
KR
pcu_HYGOV:
2
1
0
ye yc
yg
dw
wref
w
errpref
yh o1yi
y1
yR
yQN
L
yi1
yDt
wD
t
ptyAt
DIg
SIL
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Se utiliza un composite “Frame Sym Unificado”
Teniendo en cuenta que la expresion utilizada para el estatismo transitorio bt y el
integrador Ti es la siguiente:
(sTi+1) / (bt sTi) = (sTr+1)/(r sTr)
Se tiene que:
r = bt
Tr = Ti
Lámina Nº 12.1.2: Calibración del Regulador de Velocidad grupo
CH Yuscay
Lámina Nº 12.1.3: Calibración del Regulador de Velocidad CH Tablazo
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Lámina Nº 12.1.4: Calibración del Regulador de Velocidad CH Tambogrande
El Regulador de Tensión considerado para efectuar estas simulaciones es el Modelo EXPIC1
cuyo diagrama de bloques se presenta a continuación.
Lámina Nº 12.1.4: Modelo del Regulador de Tensión
avr_EXPIC1_Lim: Proportional/Integral Excitation System (with u_lim)
Limiter
Vrmax
Vrmin
Limiter
Efdmax
Efdmin
Se(Efd)E1,Se1,E2,Se..
1/(1+sT)Ta4
(1+sTb)/(1+sT..Ta2,Ta3
{K(1+sT)/s}Ka,Ta1
Vr1
Vr2
yi yo
mod(KpVt+jkiIt)Kp,Ki
0
1
2
3
1/(1+sT)_Tf2
sK/(1+sT)Kf,Tf1
1/(1+sT)_Tr
SelKp,Ki
-
-
One
1/sTTe
Fex(In)Kc
0
1
Sel_Output_2Te
0
1
KKe
-
Sel_OutputTe
0
1
avr_EXPIC1_Lim: Proportional/Integral Excitation System (with u_lim)
4
3
6
7
8
9
10
1
0
2
5
Vbi
Vb
o11 yi2VrVa2Vayi1Verro1u
ur
upss
o11(
1..
usetp
Keue
rrs
o13
Vs
voel
vuel
on
e
sel
uerrs
yi5(2..
Eo
yi1
1o1
6
yi5(
1..
Se
yi5
u_lim
Ve(1) Ve
Fex
curex
ii
ir
ui
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Lámina Nº 12.1.5: Calibración del Regulador de Tensión Centrales Yuscay-Tablazo y
Tambogrande
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Lámina Nº 12.1.6: Calibración del Estabilizador CH Yuscay
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Cuadro Nº 12.1.1: Calculo de La constante del Agua Tw CONSTANTE DEL AGUA TW(seg)
Qn H L1 φ1 L2 φ2 L3 φ3 L4 φ4 Tw
(m3/seg) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (m) (seg)
Huinco 25 1198 1950.0 2.25 - - - - - - 1.043
Matucana 15 977 1656.0 2.00 - - - - - - 0.825
Huampani 21 175 416.0 2.00 - - - - - - 1.620
Moyopampa 6 477 820.0 1.15 - - - - - - 1.012
Yaupi 15.3 470 1180.0 1.80 - - - - - - 1.539
YUSCAY 25 14.92 33.0 2.90 - - - - 0.853
TABLAZO 12 8 62.0 2.00 - - - - 3.018
TAMBOGRANDE 9 13.4 115.0 1.80 - - - - 3.094
Nomenclaura:
Qn Caudal
H Salto Neto
L1 Longitud Tuberia
φ1 Diametro tuberia
Tw Constante del Agua
Tw = (4/3.1416)*(Qn/(9.91*H))*(L1/(φ1*φ1))
Cuadro Nº 12.1.2: Calculo de la constante de Inercia H CALCULO DE LAS CONSTANTES DE INERCIA
HIDRAULICAS
CENTRAL TIPO N POTENCIA Sn n Pp PD2 RPM*2pi (RPM*2pi)^2 Tm H
GRUPOS MVA POTENCIA RPM Pares TOTAL seg seg
TOTAL Polos t*m2
CAHUA CH 2 27.5 55 600 6 370 3769.86 14211844.42 6.64 3.320
HUALLANCA CH 6 27 162 450 8 1588 2827.40 7994162.49 5.44 2.721
YAUPI CH 5 24 120 3600 1 17.8 22619.16 511626399.11 5.27 2.635
MALPASO CH 4 17 68 3600 1 11.2 22619.16 511626399.11 5.85 2.926
MALPASO CH 1 17 17 3600 1 2.8 22619.16 511626399.11 5.85 2.926
HUINCO CH 4 85 340 514 7 2350 3229.51 10429756.80 5.01 2.503
MANTARO CH 1 120 120 450 8 1850 2827.40 7994162.49 8.56 4.279
MANTARO CH 2 120 240 450 8 3700 2827.40 7994162.49 8.56 4.279
RESTITUCION CH 3 82.5 247.5 3600 1 44.5 22619.16 511626399.11 6.39 3.194
MACHUPICCHU CH 1 33.5 33.5 450 8 220 2827.40 7994162.49 3.65 1.823
YUSCAY CH 1 3.5 3.5 360 10 60 2261.92 5116263.99 6.09 3.045
TABLAZO CH 1 1.7 1.7 300 12 42 1884.93 3552961.10 6.10 3.048
TAMBOGRANDE CH 1 17 17 450 8 200 2827.40 7994162.49 6.53 3.266
Nomenclatura:
n = 60*F/P
n = RPM Número de vueltas por minuto
F frecuencia en Hz (60Hz)
Pp Pares de polos
PD2 4 veces el momento de inercia (Alternador+Turbina) t*m2
Tm Tiempo necesario para alcanzar los rpm nominales, sujeto al torque nominal
Ta = Tm/2 = H Tiempo caracteristico de la unidad
H Constante de Inercia (seg)
Hidraulicas
H (PD2 / 2)* ( (RPM*6.2831)^2 / (Sn*14400) ) / 1000
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12.2 Prueba de Estabilidad sin Falla Sistema Interconectado
Figura 12.2.1 Caso sin Falla
9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]
1.13
1.08
1.03
0.98
0.93
0.88
Carhq G1: Speed in p.u.
Curum G1: Speed in p.u.
SynSicacateG1: Speed in p.u.
Syn_QuirozG1: Speed in p.u.
Syn_Tablazo: Speed in p.u.
Syn_Tambogrande: Speed in p.u.
Syn_Yuscay: Speed in p.u.
9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]
0.00
-10.00
-20.00
-30.00
-40.00
-50.00
Carhq G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Curum G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
SynSicacateG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_QuirozG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tablazo: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tambogrande: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Yuscay: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]
1.25
0.00
-1.25
-2.50
-3.75
-5.00
Lne22.9_Chulucanas-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_TGRANDE-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_TGrande-Tablazo: Total Active Power/Terminal i in MW
9.99807.97845.95883.93921.9196-0.1000 [s]
0.996
0.991
0.986
0.981
0.976
0.971
CHUL23: Voltage, Magnitude in p.u.
LAS LOMAS: Voltage, Magnitude in p.u.
TAMBOGRANDE: Voltage, Magnitude in p.u.
Estabilidad Transitoria Estabil idad
Av20max Sin Eventos
Date:
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
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12.3 Estabilidad ante Fallas
Simulación
Figura 12.3.1 Caso Falla Trifásica LT 22.9 kV Tambogrande - Derivación CH
Proyecto
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
1.20
0.90
0.60
0.30
0.00
-0.30
Carhq G1: Speed in p.u.
Curum G1: Speed in p.u.
SynSicacateG1: Speed in p.u.
Syn_QuirozG1: Speed in p.u.
Syn_Tablazo: Speed in p.u.
Syn_Tambogrande: Speed in p.u.
Syn_Yuscay: Speed in p.u.
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
12.50
0.00
-12.50
-25.00
-37.50
-50.00
Carhq G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Curum G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
SynSicacateG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_QuirozG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tablazo: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tambogrande: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Yuscay: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
6.00
3.00
0.00
-3.00
-6.00
-9.00
Lne22.9_Chulucanas-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_DCHTambog-Tambog: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_TGrande-Tablazo: Total Active Power/Terminal i in MW
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
1.01
0.99
0.97
0.95
0.93
0.91
CHUL23: Voltage, Magnitude in p.u.
LAS LOMAS: Voltage, Magnitude in p.u.
TAMBOGRANDE: Voltage, Magnitude in p.u.
Estabilidad Transitoria Estabil idad
Av20max Falla Trifasica LT DCHTambogrande-Tambogrande
Date:
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
Simulación
Figura 12.3.1 Caso Falla Trifásica LT 22.9 kV Derivación CH Proyecto – Las
Lomas
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
1.20
0.90
0.60
0.30
0.00
-0.30
Carhq G1: Speed in p.u.
Curum G1: Speed in p.u.
SynSicacateG1: Speed in p.u.
Syn_QuirozG1: Speed in p.u.
Syn_Tablazo: Speed in p.u.
Syn_Tambogrande: Speed in p.u.
Syn_Yuscay: Speed in p.u.
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
20.00
0.00
-20.00
-40.00
-60.00
-80.00
Carhq G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Curum G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
SynSicacateG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_QuirozG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tablazo: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tambogrande: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Yuscay: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
30.00
20.00
10.00
0.00
-10.00
-20.00
Lne22.9_Chulucanas-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_TGRANDE-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_TGrande-Tablazo: Total Active Power/Terminal i in MW
9.99337.97465.95603.93731.9187-0.1000 [s]
1.20
0.90
0.60
0.30
0.00
-0.30
CHUL23: Voltage, Magnitude in p.u.
LAS LOMAS: Voltage, Magnitude in p.u.
TAMBOGRANDE: Voltage, Magnitude in p.u.
Estabilidad Transitoria Estabil idad
Av20max Falla Trifasica LT DTambogrande-Las Lomas
Date:
Annex: /1
DIg
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12.4 Tolerancia a Corrientes de Secuencia Negativa
El cálculo del máximo valor instantáneo de la corriente de secuencia negativa que
atravesaría los devanados de armadura de las unidades de generación, se efectúa para
verificar que este nivel de ampacidad que pueda ser tolerada durante un tiempo superior
al tiempo de actuación de la última protección de respaldo en el sistema eléctrico en caso
de fallas desbalanceadas.
Metodología
Los valores máximos de corriente de secuencia negativa son obtenidos simulando fallas
del tipo bifásicas y sin contacto a tierra en los siguientes casos:
Ante una falla bifásica en alta 22.9 kV y en baja 6.9 kV bornes de cada grupo de las
centrales respectivamente, la unidad de generación en falla debe soportar este nivel de
corriente durante el tiempo suficiente que permita actuar hasta la última protección de
respaldo.
Según la norma ANSI, la capacidad térmica de corto tiempo del rotor se calcula de
acuerdo a la siguiente expresión:
ntI .2
2
Siendo:
2I : Componente de secuencia negativa de la corriente de armadura del
generador (en pu)
t : Tiempo que el generador puede soportar la circulación de la
corriente de secuencia negativa 2I (en s)
n : Constante de diseño del generador, el cual representa el tiempo que
el generador puede soportar una corriente de secuencia negativa de
1 pu (en s). Se considera un valor de n=40s, considerando un
generador con rotor de polos salientes.
Simulación
La secuencia de simulación de la falla en el sistema de transmisión es la siguiente:
0 ms : Falla bifásica en bornes de generación
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Resultados
Figura Nº 12.4.1: Corriente I2 en generadores del Proyecto
Falla Bifásica en 22.9 kV Derivación Proyecto
0.99530.77620.55720.33810.1191-0.1000 [s]
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
-1.00
Syn_Tablazo: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Tambogrande: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Yuscay: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
0.003 s 1.939 p.u.
0.003 s 1.899 p.u.
0.003 s 1.790 p.u.
Estabilidad Transitoria Secuencia Negativa
Av20max Falla Bifasica CHTambogrande22.9 - Secuencia Negativa
Date:
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Figura Nº 12.4.2: Corriente I2 – Falla Bifásica en 6.9 kV Tambogrande
0.99830.77860.55900.33930.1197-0.1000 [s]
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
-1.00
Syn_Tablazo: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Tambogrande: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Yuscay: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
0.003 s 2.199 p.u.
Estabilidad Transitoria Secuencia Negativa
Av20max Falla Bifasica CHTambogrande6.9 - Secuencia Negativa
Date:
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
Figura Nº 12.4.2: Corriente I2 – Falla Bifásica 6.9 kV Tablazo
0.99830.77860.55900.33930.1197-0.1000 [s]
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
-1.00
Syn_Tablazo: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Tambogrande: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Yuscay: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
0.003 s 2.200 p.u.
Estabilidad Transitoria Secuencia Negativa
Av20max Falla Bifasica 6.9 kV Tablazo
Date:
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Figura Nº 12.4.2: Corriente I2 – Falla Bifásica 6.9 kV Yuscay
0.99830.77860.55900.33930.1197-0.1000 [s]
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
-1.00
Syn_Tablazo: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Tambogrande: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
Syn_Yuscay: Negative-Sequence Current, Magnitude in p.u.
0.003 s 2.180 p.u.
Estabilidad Transitoria Secuencia Negativa
Av20max Falla Bifasica CHYuscay6.9 - Secuencia Negativa
Date:
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
Proyectos Hidroeléctricos Yuscay-Tablazo-Tambogrande
05-2015
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
De las simulaciones se observa que el máximo valor de la corriente de secuencia negativa
(I2) en el G1 del Proyecto Hidroeléctrico Tambogrande-Tablazo-Yuscay para fallas en
bornes de generación es de i2= 2.2 pu.
Cálculos
Para facilitar la evaluación de la tolerancia del generador, consideraremos que este valor
máximo de corriente se mantiene constante durante el tiempo de falla. Según ello, el
tiempo máximo o tolerancia del generador a soportar este nivel de I2 puede ser obtenido
por la expresión:
sI
nt 26.8
2.2
4022
2
12.5 Estabilidad Transitoria-Determinación del tiempo crítico de despeje de falla
Se han simulado fallas del tipo trifásico en la Derivación hacia el Proyecto (DerCH-
Tambogrande 22.9 kV).
Obteniéndose los tiempos críticos mayores de 0.25 segundos en que debe despejarse dicha
falla sin que las unidades de las otras Centrales del SEIN pierdan la estabilidad.
Figura N. 12.5 Falla Trifásica Derivación hacia Proyecto 22.9 kV - Tiempo Critico
de 250 milisegundos
4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]
1.20
0.90
0.60
0.30
0.00
-0.30
Carhq G1: Speed in p.u.
Curum G1: Speed in p.u.
SynSicacateG1: Speed in p.u.
Syn_QuirozG1: Speed in p.u.
Syn_Tablazo: Speed in p.u.
Syn_Tambogrande: Speed in p.u.
Syn_Yuscay: Speed in p.u.
4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]
80.00
40.00
0.00
-40.00
-80.00
-120.00
Carhq G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Curum G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
SynSicacateG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_QuirozG1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tablazo: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Tambogrande: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Syn_Yuscay: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]
30.00
20.00
10.00
0.00
-10.00
-20.00
Lne22.9_Chulucanas-TGrande: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_DCHTambog-Tambog: Total Active Power/Terminal i in MW
Lne_TGrande-Tablazo: Total Active Power/Terminal i in MW
4.99403.97522.95641.93760.9188-0.1000 [s]
1.20
0.90
0.60
0.30
0.00
-0.30
CHUL23: Voltage, Magnitude in p.u.
LAS LOMAS: Voltage, Magnitude in p.u.
TAMBOGRANDE: Voltage, Magnitude in p.u.
Estabilidad Transitoria Estabil idad
Av20max Falla Trifasica - Tiemp Critico 0.25 seg - CHTambogrande22.9
Date:
Annex: /1
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SIL
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Estudio de Pre Operatividad – Estudios Eléctricos
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ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD – ESTUDIOS ELÉCTRICOS
12.6 Análisis de Resultados de Estabilidad
Estabilidad de la regulación de la central hidroeléctrica
El sistema de reguladores HYGOV, EXPIC1, regulan las Fallas trifásicas en la
zona del Estudio.
Tolerancia a corrientes de secuencia negativa
Los grupos del Proyecto Hidroeléctrico de Tambogrande, Tablazo, Yuscay
soportan tiempos de corriente de secuencia negativa en bornes de generación de
8.23 segundos.
Y la protección de secuencia negativa debe tener un tiempo de actuación menor de
8.26 segundos.
Estabilidad Transitoria-Tiempos críticos de despeje de falla
Ante Falla trifásica en 22.9 kV Derivación Tambogrande hacia las Centrales del
Proyecto, el sistema del Proyecto Hidroeléctrico Tambogrande, Tablazo y Yuscay
soporta fallas trifásicas en el lado de alta 22.9 kV por un tiempo de 0.250
segundos.
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