cerro del águila sa

CLIENT:
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
PROJECT:
CENTRAL HIDROELECTRICA CERRO DEL AGUILA
ESTUDIO DE OPERATIVIDAD CENTRAL HIDROELÉCTRICA
CERRO DEL ÁGUILA
ESTUDIO DE OPERATIVIDAD
RESUMEN EJECUTIVO
Rev.
Fecha
A
Abril 2016
Por
Revisado
Aprobado
Descripción
Revisión interna
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila
Resumen Ejecutivo
Fecha: Abril 2016
ESTUDIO DE OPERATIVIDAD
RESUMEN EJECUTIVO
INDICE
CONTENIDO
Pág.
1.
GENERALIDADES ...................................................................................................................... 1
2.
AVANCE ACTUAL DE LA CENTRAL ...................................................................................... 2
3.
ALCANCES ................................................................................................................................... 2
3.1.
4.
PARTE I: FACTIBILIDAD DE OPERACIÓN DE LA C.H CERRO DEL ÁGUILA CON
TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 220±4X1.25%/13.8 KV .................................................. 2
3.2. PARTE II: OPERATIVIDAD DE LA C.H CERRO DEL ÁGUILA.................................................... 2
ESCENARIOS DE SIMULACIÓN.............................................................................................. 3
5.
RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DEL ESTUDIO DE FACTIBILIDAD ................ 4
6.
5.1. CONEXIÓN DE LA CENTRAL A TRAVÉS DE LA S.E. CAMPO ARMIÑO ..................................... 4
5.2. CONEXIÓN DE LA CENTRAL A TRAVÉS DE LA S.E. COLCABAMBA ......................................... 7
OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE LA CENTRAL ............................................................. 10
7.
CDA ASUME LOS RIESGOS DE LA OPERACIÓN DE LA CENTRAL .............................. 15
.
ii
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila
Resumen Ejecutivo
Fecha: Abril 2016
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 1: Número de Registros vs. Nivel de Tensiones en la S.E. Campo Armiño 220 kV-Año 2014 ............. 3
Figura 2: Número de Registros vs. Nivel de Tensiones en la S.E. Campo Armiño 220 kV-Año 2015 ............. 3
Figura 3: Respuesta ante falla monofásica en la línea a 220 kV entre la Central y la S.E. Campo Armiño 220
kV (Trafo 220/13.8kV en toma 4 y Trafo 231/13.8kV en toma 4) ..................................................................... 7
Figura 4: Resultados de Simulación considerando Intercambio Nulo de Potencia Reactiva en el Reactor Serie
- Estiaje 2017 ..................................................................................................................................................... 8
Figura 5: Vista de la Placa de uno de los Transformadores Elevadores de la Central ..................................... 10
Figura 6: Carta enviada por el Contratista indicando que los Transformadores de la Central pueden operar
hasta 245 kV .................................................................................................................................................... 11
Figura 7: Curva de Capabilidad entregada por el Fabricante de las Unidades de Generación de la Central... 12
Figura 8: Especificaciones Técnicas de los Grupos Generadores de la Central ............................................... 12
Figura 9: Vista de Placa de Grupos Generadores de la Central ....................................................................... 13
Figura 10: Característica V/Hz de los Grupos Generadores de la Central-Fabricante Andritz Hydro ........... 14
Figura 11: Característica V/Hz de los Transformadores de la Central-Fabricante Nantong Hyosung .......... 14
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 1: Cargabilidad en Líneas de Transmisión - Operación Normal con la S.E. Campo Armiño operada a
238kV ................................................................................................................................................................ 5
Tabla 2: Perfil de Tensiones - Operación Normal con la S.E. Campo Armiño operada a 238kV ............... Error!
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Tabla 3: Niveles de Tensión en la S.E. Colcabamba y en bornes de generación de las unidades de la CH CdA –
Estiaje 2017 ....................................................................................................................................................... 9
Tabla 4: Niveles de Tensión en la S.E. Colcabamba y bornes de generación de las unidades de la CH CdA –
Avenida 2018 .................................................................................................................................................. 10
.
iii
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila
Resumen Ejecutivo
Fecha: Abril 2016
RESUMEN EJECUTIVO
1.
GENERALIDADES
Cerro del Águila S.A. (“CDA”) viene desarrollando el diseño, ingeniería, instalación, operación y
mantenimiento de una central hidroeléctrica ubicada en los distritos de Colcabamba (presa y embalse)
y Surcubamba (casa de máquinas), aguas abajo del complejo Mantaro, en la provincia de Tayacaja,
región Huancavelica.
La Central entrará en servicio en junio de 2016 e inicialmente estará conectada a las barras en 220 kV
de la S.E. Campo Armiño. Meses después, la conexión será trasladada a las barras en 220 kV de la
nueva S.E Colcabamba, la cual forma parte del proyecto de transmisión en 500 kV Mantaro – Marcona
– Nueva Socabaya – Montalvo y cuya puesta en servicio se estima para el primer semestre de 2017.
En el año 2012, el COES aprobó la Actualización del estudio de Pre Operatividad de la Central
Hidroeléctrica Cerro del Águila (la “Central”) con 525 MW. Para efectos de dicho estudio, se consideró
que los transformadores elevadores de la Central tendrían una relación de transformación de
231±4x1.25%/13.8 kV.
Cerro del Águila ha instalado transformadores de potencia de 220±4x1.25%/13.8 kV para las unidades
de generación cuya relación de transformación es diferente a la que fue aprobada en la Actualización
del Estudio de Pre Operatividad, por lo que era necesario demostrar que con estos transformadores el
desempeño del resto del sistema sería igual al que se hubiera conseguido con los transformadores
aprobados en la Actualización del Estudio de Pre Operatividad.
En ese sentido, como parte inicial del Estudio de Operatividad se incluyó un Estudio de Factibilidad a
efectos de demostrar fehacientemente a través de análisis estacionarios y dinámicos que para efectos
del resto del sistema, la operación usando los transformadores de la Central con relación de
transformación 220±4x1.25%/13.8 kV, es igual a la operación con los transformadores con relación de
transformación 231±4x1.25%/13.8 kV; sin ocasionar ningún perjuicio a terceros con instalaciones
adyacentes a la Central. Únicamente, los equipos de la C.H. Cerro del Águila operarían en un régimen
de mayor exigencia a la nominal pero dentro de los márgenes permisibles de operación y como se
indicó anteriormente, de manera temporal hasta que se haga efectivo el traslado a la S.E. Colcabamba.
En el Estudio de Factibilidad también se demostró que bajo la configuración definitiva, es decir
cuando la Central esté conectada a la S.E. Colcabamba, la operación usando los transformadores de
con relación de transformación 220±4x1.25%/13.8 kV no ocasiona ningún impacto negativo a ninguna
de las instalaciones del SEIN y la Central opera sin ser exigida por encima de los límites establecidos
por los fabricantes.
Por tanto, dado que la conexión de la C.H. Cerro del Águila a la subestación Campo Armiño será de
carácter temporal, por un tiempo estimado de un año, y que la conexión definitiva para el resto del
tiempo de vida útil económica de la Central, de más de 50 años, se realizará a través de la S.E.
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Colcabamba, consideramos que queda validada la inclusión de los transformadores de
220±4x1.25%/13.8 kV en la Central.
2. AVANCE ACTUAL DE LA CENTRAL
El avance del proyecto acumulado al 30 de abril de 2016 es de 95.47%. Al respecto, se ha concluido con
la construcción de la línea de transmisión, la ampliación de la S.E. Campo Armiño, el montaje de la
subestación GIS, el montaje de los transformadores de potencia, entre otras actividades.
3. ALCANCES
Tomando como referencia los alcances de la carta COES/DP/SNP-001-2016 “Alcances de Estudio de
Operatividad para la Conexión al SEIN de la C.H. Cerro del Águila”, lo dispuesto en el Procedimiento
Técnico del COES N° 20 de Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN (“PR-20”) y lo
indicado en el punto 1 del presente documento, el Estudio de Operatividad de la Central está
constituido por las dos siguientes partes:
3.1.
Parte I: Factibilidad de Operación de la C.H Cerro del Águila con transformador de
potencia de 220±4x1.25%/13.8 kV
Corresponde al desarrollo de los siguientes estudios eléctricos:
a) Estudio de Estado Estacionario el cual comprende análisis de flujo de potencia en
condición normal, en contingencias y sensibilidades.
b) Análisis del Impacto del uso de los Transformadores de Potencia propuesto por Cerro
del Águila sobre las unidades de la Central
c)
Estudio de Cortocircuito, que incluye cálculo de cortocircuito monofásico, bifásico y
trifásico.
d) Estudio de Estabilidad de la Central, que incluye el modelado y desempeño de los
sistemas automáticos de control, análisis de estabilidad transitoria y permanente.
e) Estudio para evaluar el efecto de la saturación de los transformadores de potencia de la
Central propuestos.
f)
Evaluar los límites de la curva de capabilidad de los grupos generadores de la Central.
g) Estudio para evaluar escenarios de operación en doble barra en la S.E. Campo Armiño
en Estiaje 2016.
h) Análisis de la operación de la Central conectada al SEIN a través de la S.E. Colcabamba.
3.2.
Parte II: Operatividad de la C.H Cerro del Águila
a) Repotenciación de la barra de 220 kV de la SE Campo Armiño.
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b) Puesta en servicio del enlace 220 kV Campo Armiño – Cerro del Águila y energización
de transformadores de potencia (Back Feed).
c)
Sincronización de las unidades de la C.H Cerro del Águila.
4. ESCENARIOS DE SIMULACIÓN
Para desarrollar los escenarios de simulación del Estudio de Factibilidad, tanto con la conexión a
través de la S.E. Campo Armiño como a través de la S.E. Colcabamba, se analizaron las tensiones en la
barra de 220 kV de la S.E. Campo Armiño en los últimos años. Al respecto, se verificó que las
tensiones en la S.E. Campo Armiño han sido en promedio de 231.1 kV en 2014 y 230.8 kV en 2015,
oscilando entre: un mínimo de 221.9 kV y hasta un máximo de 238.5 kV en 2014 y un mínimo de 220.5
kV y hasta un máximo de 238.7 kV en 2015.
En relación a los registros correspondientes a 2015 se pudo apreciar que tensiones mayores o iguales a
238 kV sólo se registraron el 0.18% de las ocasiones. En otras palabras, se registraron tensiones
mayores a 238 kV en un período equivalente a 15.5 horas no continuas en todo el año 2015. Las
siguientes figuras muestran el número de registros por nivel de tensiones en la S.E. Campo Armiño en
2014 y 2015:
Figura 1: Número de Registros vs. Nivel de Tensiones en la S.E. Campo Armiño 220 kV-Año 2014
Figura 2: Número de Registros vs. Nivel de Tensiones en la S.E. Campo Armiño 220 kV-Año 2015
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Por este motivo, los análisis realizados en el Estudio de Factibilidad se efectuaron considerando 238
kV como tensión de operación en la S.E. Campo Armiño, lo cual permite poner en una situación
extrema de alta exigencia al equipamiento de la Central y permite demostrar fehacientemente que los
transformadores elevadores y las unidades de generación pueden operar bajo dichas condiciones de
operación del sistema sin ningún inconveniente. Se ha optado por usar este nivel de tensión en los
estudios con la única finalidad de demostrar que bajo dichas condiciones se puede operar la Central
sin inconvenientes.
Sin perjuicio de lo anterior es necesario indicar que tal como lo demuestra la estadística operativa, bajo
condiciones normales la tensión de operación en la S.E. Campo Armiño es de alrededor de 230 kV, es
decir un nivel de tensión mucho más bajo que el nivel de tensión de 238 kV usado en el estudio. En ese
sentido, si bajo las tensiones de operación de 238 kV en la S.E. Campo Armiño la Central puede operar
adecuadamente y sin inconvenientes, con mayor razón lo hará bajo las tensiones normales de
operación que están en el orden de 230 kV. Por tanto, la evaluación llevada a cabo en el Estudio de
Factibilidad tiene plena validez para todas las condiciones operativas que pudieran presentarse en el
subsistema Mantaro.
Finalmente, cabe señalar que para efectos de las simulaciones realizadas durante la elaboración del
Estudio de Operatividad, no se cambiaron las posiciones de los taps de los transformadores
elevadores de las centrales Mantaro o Restitución ni se modificaron los ajustes o las condiciones
operativas de ninguna instalación del SEIN.
5. RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DEL ESTUDIO DE FACTIBILIDAD
Como resultado de las simulaciones, se verificó que la tensión en bornes de generación de los grupos
de la Central que sería necesaria para mantener una tensión de operación de 238 kV en la S.E. Campo
Armiño era de alrededor de 1.07 p.u., incluso en situaciones de contingencia. Bajo condiciones de
operación normal, es decir con una tensión de operación en la S.E. Campo Armiño de 230 kV, la
tensión en bornes de las unidades de la Central sería de alrededor de 1.0 p.u., lo cual está muy por
debajo del límite máximo de 1.10 p.u. que garantiza el fabricante de las unidades.
5.1.
Conexión de la Central a través de la S.E. Campo Armiño
A manera de resumen, a continuación se muestran los resultados de los Estudios Eléctricos del
Estudio de Factibilidad:
Operación en Estado Estacionario:
Los resultados muestran que la cargabilidad de las líneas de transmisión y las tensiones de las
barras adyacentes a la Central en escenarios de simulación con transformadores de potencia
de 220±4x1.25%/13.8 kV y 231±4x1.25%/13.8 kV son similares y cumplen con los criterios de
operación en condición normal. Es decir, en ambos casos los perfiles de tensiones se
encuentran dentro del rango aceptable de operación normal y las líneas de transmisión y
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transformadores de potencia no presentan sobrecargas. Por tanto, se verifica que para efectos
del sistema, la operación usando los transformadores de la Central con relación de
transformación 220±4x1.25%/13.8 kV es igual a la operación con los transformadores con
relación de transformación 231±4x1.25%/13.8 kV; sin ocasionar ningún perjuicio a terceros con
instalaciones adyacentes a la Central.
Asimismo, se verificó que el aporte de energía reactiva por parte de todas las unidades de ELP
es menor cuando la Central está en servicio que sin ella. Así pues, para el caso de máxima
demanda en Avenida 2016 se pudo apreciar que cuando la Central no está en servicio, el
aporte de reactivos por parte de las unidades de ELP es de 357.2 MVAr para una inyección de
activa en la S.E. Campo Armiño de 804 MW. Para ese mismo escenario pero con la Central en
servicio, el aporte de reactivos por parte de las unidades de ELP se redujo a 319.2 MVAr para
una inyección total de activa en la S.E. Campo Armiño de 1314 MW:
Figura 3: Aporte de Potencia Reactiva (en MVAr) - Máxima Demanda Avenida 2016
De igual modo, para el caso de máxima demanda en Estiaje 2016, se pudo apreciar que cuando
la Central no está en servicio, el aporte de reactivos por parte de las unidades de ELP es de
337.9 MVAr para una inyección de activa en la S.E. Campo Armiño de 703 MW. Con la
Central en servicio, el aporte de reactivos por parte de las unidades de ELP se redujo a 275.2
MVAr para una inyección total de activa en la S.E. Campo Armiño de 1213 MW:
Figura 4: Aporte de Potencia Reactiva (en MVAr) - Máxima Demanda Estiaje 2016
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Esta tendencia se mantiene durante los siguientes años para todos los escenarios de demanda,
con lo que se demuestra que la puesta en servicio de la Central permitirá reducir el aporte de
energía reactiva por parte de las unidades de ELP de modo que su aporte de potencia reactiva
será menor por cada MW inyectado. Esto permitirá ampliar la reserva de reactivos para el
sistema e incrementar la inyección total de energía activa en la S.E. Campo Armiño.
El menor aporte de energía reactiva por parte de las unidades de ELP será asumido por las
unidades de la Central, por lo que una vez que esta entre en servicio, las unidades de ELP
quedarán operando en condiciones menos exigentes que las actuales. Sírvase ver los
resultados en el Anexo 1 del presente documento.
Por otro lado, al aplicar diferentes contingencias para las condiciones hidrológicas de avenida
y estiaje en el escenario de máxima demanda, se muestran resultados aceptables. Las
magnitudes de las tensiones en las barras se encuentran dentro del rango aceptable de
operación en condición de contingencia y las líneas de transmisión no presentan sobrecargas
mayores al 20% de su capacidad nominal según los criterios de operación en contingencia
simple.
Análisis de Cortocircuito:
Los resultados del análisis de cortocircuito muestran que la corriente de cortocircuito
monofásica, trifásica y bifásica a tierra en la S.E. Campo Armiño 220 está alrededor de 28 kA,
magnitud que se encuentra por debajo del nivel de ruptura de los interruptores de dicha
subestación (31.5 kA). Las referidas corrientes de corto circuito son similares para los
escenarios con transformadores elevadores con una relación de transformación de 220/13.8 kV
y con los transformadores con una relación de 231/13.8 kV.
La inclusión de la C.H. Cerro del Águila no tiene un impacto negativo en el nivel de la
corriente de cortocircuito.
Estudios de Estabilidad:
Estabilidad Transitoria: Para este análisis se compararon resultados de simulaciones
considerando escenarios en los cuales las unidades de la C.H. Cerro del Aguila están
equipadas tanto con transformadores de 220/13.8kV, como con transformadores de
231/13.8kV.
El caso ilustrado en la figura siguiente muestra la respuesta del sistema ante una falla
monofásica en la línea en 220 kV entre la Central y la S.E Campo Armiño 220 kV, con ambos
transformadores operando en la toma 4:
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Figura 5: Respuesta ante falla monofásica en la línea a 220 kV entre la Central y la S.E. Campo
1.20
DIgSILENT
Armiño 220 kV (Trafo 220/13.8kV en toma 4 y Trafo 231/13.8kV en toma 4)
1.20
[p.u.]
Transf. 220/13.8kV
[p.u.]
1.10
1.10
1.00
1.00
Transf. 231/13.8kV
0.90
0.90
0.80
0.80
0.70
-0.1000
1.9185
3.9371
5.9556
7.9741
[s]
9.9927
CAGUILA220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
CAGUILA220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
CARMI220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
CARMI220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude
0.70
-0.1000
2.125
28.00
[p.u.]
[deg]
2.000
24.00
1.875
20.00
1.750
16.00
1.625
12.00
1.500
-0.1000
1.9185
3.9371
5.9556
1.9185
3.9371
5.9556
7.9741
[s]
9.9927
5.9556
7.9741
[s]
9.9927
CAguila G1: Terminal Voltage
CAguila G1: Terminal Voltage
7.9741
[s]
9.9927
8.00
-0.1000
CAguila G1: Excitation Current
CAguila G1: Excitation Current
1.9185
3.9371
CAguila G1: Rotor angle with reference to reference machine angle
CAguila G1: Rotor angle with reference to reference machine angle
Estabilidad Transitoria
Evento8: Falla Monofásica 50% la línea Campo Armiño - CerroAguila (L-2141)
Fig_comp
con recierre exitoso en la línea
Date:
Annex:
Los resultados obtenidos en las simulaciones con la Central equipada con ambos tipos de
transformadores no muestran diferencias para las magnitudes eléctricas del sistema aguas
arriba de la barra de 220kV de la Central. En ambos casos, las simulaciones muestran que el
sistema logra recuperar un punto de operación estable en el cual las tensiones en las barras de
la zona en estudio se encuentran dentro de un rango de operación aceptable. Asimismo, los
ángulos de los rotores de los generadores se estabilizan sin perder sincronismo, por tanto se
puede afirmar que el sistema operará de manera satisfactoria frente al evento de falla
analizado.
Estabilidad Permanente: Los resultados indican que la frecuencia de oscilación y el
amortiguamiento del modo local se encuentran alrededor de 1.92 Hz y 3.7 % respectivamente.
En la verificación de eventuales oscilaciones locales, se obtiene que la componente real del
eigenvalor siempre es negativa, confirmando que el sistema es estable en régimen
permanente.
5.2.
Conexión de la Central a través de la S.E. Colcabamba
Como se mencionó anteriormente la conexión de la Central al SEIN a través de la S.E. Campo
Armiño será temporal, únicamente por algunos meses hasta que la S.E. Colcabamba que
forma parte del proyecto de línea de transmisión en 500 kV Mantaro Montalvo (“Línea en 500
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kV”), entre en servicio. Una vez que dicha subestación ingrese en operación, la Central se
conectará definitivamente al SEIN a través de la S.E. Colcabamba.
En ese sentido, CDA realizó simulaciones que demuestran que las instalaciones de la Central
pueden operar sin inconvenientes cuando esté conectada a la S.E. Colcabamba. En este mismo
escenario, los resultados de las simulaciones también indican que no habría ningún perjuicio
para las unidades de generación que se conectan a la S.E. Campo Armiño.
En la siguiente figura se muestran los resultados de una simulación correspondiente al Estiaje
2017, en el que se consideró que la tensión en la S.E. Campo Armiño sería de 238 kV. Además,
se consideró que los requerimientos de reactivos para mantener la tensión en la S.E.
Colcabamba serían aportados únicamente por la Central, relevando de cualquier aporte a las
unidades de las centrales Santiago Antúnez de Mayolo y Restitución, de modo que su
operación en términos de aporte de reactivos sea similar a la que ocurre actualmente en que ni
la Central ni la Línea en 500 kV están en servicio. Para lograrlo, se supuso que el intercambio
de reactivos a través de reactor serie sería de cero.
Figura 6: Resultados de Simulación considerando Intercambio Nulo de Potencia Reactiva en el
DIgSILENT
Reactor Serie - Estiaje 2017
2
8 5.75
2
-1 01 .3 3
-1 7.79
8 7.26
8 9.77
-1 04 .3 0
-1 8.05
8 6.84
1 3.83 4
1 .0 02
-1 71 .7 0 6
7 3.02
1 9.53
2
-1 00 .8 3
-1 7.74
SAM6
1 3.83 6
1 .0 03
-1 71 .6 7 1
1 05 .0 0
2 8.08
8 6.84
~
G
7 3.18
1 9.57
7 5.75
6 3.13
6 2.82
2
-7 2.56
-1 4.46
8 9.77
SAM7
1 3.83 6
1 .0 03
-1 71 .6 6 4
7 2.30
1 9.33
6 2.21
2
6 2.82
-7 1.84
-1 4.36
7 3.18
1 9.57
6 2.21
6 2.96
2
-7 2.72
-1 4.48
6 2.96
2 39 .9 3
1 8.90
2 40 .6 8
4 4.06
2 39 .9 3
1 8.90
2 40 .6 8
4 4.06
4 5.89
1 9.31
4 9.79
4 2.50
9 5.61
9 .0 5
9 6.20
5 9.21
9 5.61
9 .0 5
9 6.20
5 9.21
-6 6.69
-1 1.02
6 7.60
5 4.66
3 4.72
-6 7.45
-1 1.06
6 8.35
5 5.27
1 72 .3 8
2 7.42
1 74 .5 5
8 6.69
1 72 .3 8
2 7.42
1 74 .5 5
8 6.69
G
~
G
~
- 0 .0 0
0 .0 0
6 7.99
1 8.18
8 4.53
1 3.92 6
1 .0 09
-1 69 .2 7 4
6 7.22
1 7.97
6 9.58
8 4.34
6 7.99
1 8.18
7 0.38
8 5.31
G
~
G
~
tr2 res_273
tr2 res_271
4 2.92
0 .4 8
4 2.92
6 .1 0
G
~
2
8 5.88
RON3
8 5.88
2
1 3.93 2
1 .0 10
-1 69 .1 7 9
6 9.10
1 8.48
7 1.53
8 6.70
G
~
Rest G2
Rest G3
-4 71 .3 6
4 1.84
7 9.57
COLCAB500
4 95 .5 73
0 .9 91
1 48 .8 12
Brk Carmi-Marc500
-0 .0 0
1 67 .9 9
1 67 .9 9
Lne Colcabamba-Poroma 500
BsMARC500
Brk Marc-Carmi500
0 .0 0
1 69 .7 9
1 69 .7 9
Cs Marc1
-9 4.94
-1 5.54
9 6.20
5 9.21
6 9.10
1 8.48
4 97 .7 14
0 .9 95
1 42 .6 22
Lne Independencia-CampoArmino_L2203b
1 72 .3 8
2 7.42
1 74 .5 5
8 6.69
-6 8.55
-1 0.89
8 4.53
4 65 .6 6
3 3.34
7 8.21
RON2
8 3.60
- 4 65 .0 6
- 2 3.68
7 8.21
-0 .0 0
0 .0 0
0 .0 0
6 7.22
1 7.97
4 65 .6 6
3 3.34
7 8.21
1 3.92 2
1 .0 09
-1 69 .3 3 9
Tr3 Carmi500/220/33
2 38 .0 72
1 .0 82
1 54 .8 77
-6 7.46
-1 0.83
2
4 65 .0 6
- 3 1.76
1 72 .3 8
2 7.42
8 3.60
lod RON1 Rest G1
4
1 72 .3 8
2 7.42
-6 6.70
-1 0.79
1 0.61 5
1 .0 62
-1 77 .3 4 5
4 98 .2 28
0 .9 96
1 35 .8 01
4
1 72 .3 8
2 7.42
COBRI_10
0 .3 0
-0 .0 0
0 .3 0
- 4 65 .0 6
- 1 38 .0 3
5 15 .9 6
6 5.07
7 8.21
1 5.09
6 .7 0
1 6.51
2 7.52
RON1
4 71 .3 6
- 2 09 .8 3
5 15 .9 6
6 5.07
-1 71 .8 9
-9 .1 5
7 8.21
tr2 CAguila T3
4
-1 71 .8 9
-9 .1 5
tr2 Caguila T2
7 8.21
1 .0 0
-0 .2 7
1 .0 2
2 .1 9
-4
Reac-AG220
2 38 .8 98
1 .0 86
1 57 .2 75
-1 71 .8 9
-9 .1 5
7 3.29 3
1 .0 62
1 52 .7 79
-0 .3 0
0 .0 0
4 5.89
1 9.31
4 9.79
4 2.50
RON220C
2 38 .0 72
1 .0 82
1 54 .8 76
3 4.72
tr3 cam_2671
7 9.57
2 57 .8 3
1 3.73
2 58 .1 9
3 8.64
CAGUILA220
1 4.46 0 k V
1 .0 48 p .u.
-1 66 .7 8 ..
3 4.72
COBRI_69
React-AG
-6 8.54
-1 1.12
6 9.44
5 6.15
RON220B
2 38 .0 71
1 .0 82
1 54 .8 76
7 9.57
2 57 .8 3
1 3.73
2 58 .1 9
3 8.64
-1 6.09
-6 .4 3
2 38 .0 15
1 .0 82
1 55 .4 74
4 71 .5 4
1 7.45
- 2 57 .2 3
- 8 .9 6
2 58 .1 9
3 8.64
- 2 57 .2 3
- 8 .9 6
2 58 .1 9
3 8.64
RON220A
-4
Lne Campo..
1 6.43
7 .2 5
Lne Campo..
-4 2.92
0 .0 1
4 2.92
6 .1 0
tr2 res_272
2 38 .0 00
1 .0 82
1 54 .8 23
Lne Campo..
CARMI220
Lne CampoArmino-Huancavelica_L2204
8 7.26
SAM5
1 3.92 3
1 .0 09
-1 70 .1 6 2
Sam G7
~
G
7 2.30
1 9.33
7 4.84
6 2.37
HVELI220
6 3.48
9 .0 1
6 4.11
4 5.67
2 34 .5 23
1 .0 20
1 51 .4 31
Lne Huancavelica-Independencia_L2231
-9 9.54
-1 7.63
SAM4
1 01 .5 0
2 7.14
Sam G6
~
G
7 3.02
1 9.53
7 5.59
6 2.99
tr2 man_277
2
1 05 .0 0
2 8.08
1 08 .6 9
9 0.57
tr2 man_276
8 5.75
Sam G5
~
G
1 01 .5 0
2 7.14
1 05 .0 7
8 7.56
1 3.91 4
1 .0 08
-1 70 .3 2 7
tr2 man_273
2 1.03
1 4.22
3 5.05
2 1.61
SAM3
1 02 .0 0
2 7.27
tr2 man_272
tr2 man_271
SAM1
3 4.19
1 5.86
5 7.85
3 7.52
SAM2
1 00 .2 0
2 6.81
Sam G4
~
G
1 02 .0 0
2 7.27
1 05 .5 8
8 7.99
1 3.91 5
1 .0 08
-1 70 .3 0 3
1 3.91 1
1 .0 08
-1 70 .3 8 8
3 4.19
1 5.86
5 7.85
3 7.52
Sam G3
~
G
1 01 .0 0
2 7.01
1 04 .5 5
8 7.12
tr2 man_275
Sam G2
~
G
0 .8 0
0 .2 0
0 .8 2
tr2 man_274
lod SAM1 Sam G1
Brk Marc Cs1
CAguila G1CAguila G2CAguila G3
1
Rp CarmiMarc500-L
Load Flow Balanced
Nodes
Branches
Line-Line Voltage, Magnitude [kV] Active Power [MW]
Voltage, Magnitude [p.u.]
Voltage, Angle [deg]
1
Rp MarcCarmi500-L
POROMA500
Reactive Power [Mvar
Total Apparent Power
Como se puede apreciar en la figura anterior, la tensión en bornes de generación en las
unidades de la Central requerida para mantener una tensión de 238 kV en la S.E. Colcabamba
es de 1.048 p.u., muy por debajo del límite de 1.10 p.u. impuesto por los fabricantes y de la
8
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Resumen Ejecutivo
tensión
requerida
cuando
la
Central
Fecha: Abril 2016
está
conectada
a
la
S.E.
Campo
Armiño
(aproximadamente 1.0725 p.u.).
Esto último se explica debido a que cuando la Central está conectada a la S.E. Campo Armiño,
la producción total es evacuada a través de la líneas que convergen a dicha subestación. Esto
aumenta el grado de cargabilidad de dichas líneas y exige un mayor volumen de reactivos
para mantener el nivel de tensión de 238 kV en la S.E. Campo Armiño. Luego, cuando la
Central esté conectada a la S.E. Colcabamba, la mayor parte de su producción se evacuará a
través de la Línea en 500 kV, disminuyendo la cargabilidad de las líneas convergentes a la S.E.
Campo Armiño y por tanto, reduciendo el volumen de reactivos requeridos para mantener la
tensión en 238 kV. Es evidente que al conectarse dos instalaciones importantes al SEIN como
son la Central y la Línea en 500 kV, las condiciones operativas del subsistema Mantaro
deberían ajustarse.
Tomando en cuenta que en promedio la tensión de operación en la S.E. Campo Armiño en el
último año fue de 231 kV, CDA realizó simulaciones considerando que la tensión de operación
en la S.E. Colcabamba estaría entre 227 kV y 233 kV. Al criterio anterior, le añadimos la
consideración de que el intercambio de reactivos a través de reactor serie sea cero, lo cual si
bien resulta más exigente para la Central pues esta asume todos los requerimientos de
reactivos de la Línea en 500 kV, también permite que las centrales Santiago Antúnez de
Mayolo y Restitución operen tal como lo hacen actualmente.
Las siguientes tablas muestran los resultados de las simulaciones una vez que se haya
trasladado el punto de conexión de la Central a la S.E. Colcabamba para el Estiaje 2017 y la
Avenida 2018, tomando en cuenta los criterios indicados anteriormente. Como se puede
apreciar, para niveles de tensión entre 227 kV y 233 kV en el S.E. Colcabamba, la tensión en
bornes de generación de las unidades de la Central no superará el nivel de 1.05 p.u.:
Tabla 1: Niveles de Tensión en la S.E. Colcabamba y en bornes de generación de las unidades de la CH
CdA – Estiaje 2017
Tensión en Tensión en
Tensión
bornes C.H. bornes C.H.
Colcabamba
Cerro del
Cerro del
220 kV
Águila
Águila
(kV)
(kV)
(p.u.)
Máxima Demanda
233.13
14.33
1.0383
Media Demanda
233.24
14.22
1.0304
Mínima Demanda
233.08
14.19
1.0285
Máxima Demanda
227.15
13.83
1.0023
Media Demanda
227.23
13.72
0.9940
Mínima Demanda
227.14
13.44
0.9739
9
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
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Fecha: Abril 2016
Tabla 2: Niveles de Tensión en la S.E. Colcabamba y bornes de generación de las unidades de la CH
CdA – Avenida 2018
Tensión en Tensión en
Tensión
bornes C.H. bornes C.H.
Colcabamba
Cerro del
Cerro del
220 kV
Águila
Águila
(kV)
(kV)
(p.u.)
Máxima Demanda
233.02
14.39
1.0428
Media Demanda
232.98
14.42
1.0450
Mínima Demanda
233.02
14.48
1.0495
Máxima Demanda
227.02
13.90
1.0073
Media Demanda
226.97
13.93
1.0095
Mínima Demanda
226.98
13.99
1.0140
Considerando los resultados anteriores, queda demostrado que la entrada en operación de la
Línea en 500 kV permitirá que la Central opere sin inconvenientes, pudiendo incluso relevar a
las centrales Santiago Antúnez de Mayolo y Restitución de entregar reactivos para satisfacer
los requerimientos de la Línea en 500 kV, sin exceder los límites permisibles establecidos por
los fabricantes de los equipos.
6. OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE LA CENTRAL
El rango de operación de los transformadores de la Central permite que operen hasta 245 kV. En
primer lugar, dado que dichos transformadores han sido fabricados bajo la norma IEC 60076, los
transformadores pueden funcionar en forma continua hasta con un 5% sobre la tensión nominal de
cada punto, lo que daría un valor de operación máximo en la posición del cambiador de tomas N°1 de
242.5 kV (5% sobre los 231 kV de la posición del cambiador de tomas N°1). En la siguiente figura que
muestra la placa de uno de los transformadores, se puede apreciar la mención que se hace a la norma
de fabricación del equipo:
Figura 7: Vista de la Placa de uno de los Transformadores Elevadores de la Central
10
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En segundo lugar, como es de conocimiento, las normas de fabricación corresponden a los niveles
mínimos a los que se puede exigir la operación de equipos. De acuerdo a sus requerimientos, los
contratistas les pueden solicitar a los fabricantes que los equipos puedan ser exigidos por encima de lo
establecido en las normas, como es el caso de las instalaciones de la Central.
Al respecto, CDA suscribió un contrato tipo llave en mano o EPC (Engineering, Procurement and
Construction) con el consorcio conformado por las empresas Astaldi S.p.A. y GyM S.A., por el cual el
contratista se obliga a entregar la Central completamente operativa, garantizando que los equipos
cumplan determinados parámetros. El contrato EPC comprende la ingeniería, adquisición, transporte,
construcción y montaje de todos los componentes del proyecto incluyendo las turbinas, el
transformador y todos los equipos auxiliares y de control de la planta así como todas las obras civiles
relacionadas. Asimismo, establece una serie de disposiciones en caso de incumplimiento por alguna
de las partes.
Para honrar sus compromisos con CDA y evitar incumplimientos, el contratista ha suscrito un
conjunto de contratos de suministro de equipos con diversos fabricantes, en los que se garantizan los
parámetros establecidos en el contrato EPC para cada uno de los equipos.
En ese contexto, mediante la comunicación escrita que se remite adjunta como Anexo 2, el contratista
garantiza que los equipos de transformación, la GIS, los cables XLPE y todos los demás accesorios en
220 kV pueden operar hasta niveles de tensión r.m.s de 245 kV conforme lo establece el contrato EPC.
En la siguiente figura se muestra la comunicación enviada por el contratista:
Figura 8: Carta enviada por el Contratista indicando que los Transformadores de la Central pueden
operar hasta 245 kV
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En relación a los generadores, la siguiente figura presenta la Curva de Capabilidad de las unidades de
la central, la cual fue facilitada por el fabricante y que muestra los límites operativos para los
diferentes estados de operación permitidos a las unidades. Como puede apreciarse, las unidades
pueden operar hasta niveles 10% por encima de la tensión en bornes de generación.
Figura 9: Curva de Capabilidad entregada por el Fabricante de las Unidades de Generación de la
Central
Asimismo, en la siguiente figura se pueden apreciar las especificaciones técnicas de los grupos
generadores de la Central. Se observa que la tensión de operación de los grupos generadores es de
13.8 ± 10%.
Figura 10: Especificaciones Técnicas de los Grupos Generadores de la Central
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Cabe señalar que la información mostrada en las 2 figuras precedentes forman parte del documento
PE-ADZ-7E05010102-OTR-115 proporcionados por el fabricante Andritz Hydro, cuyas secciones
correspondientes se adjuntan en el Anexo 3.
Finalmente, en la siguiente figura se aprecia la placa de las unidades generadoras en las que se indica
que la Tensión Asignada es de 13.8 ± 10% kV:
Figura 11: Vista de Placa de Grupos Generadores de la Central
Por otro lado, los siguientes gráficos muestran las curvas de la característica V/Hz de los
transformadores de potencia y de los generadores de la Central alcanzados por los fabricantes de los
equipos. Dichas características muestran fehacientemente que estos pueden operar bajo las
condiciones operativas de la zona Mantaro, en concordancia con las condiciones operativas
establecidas en el Estudio de Operatividad.
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Figura 12: Característica V/Hz de los Grupos Generadores de la Central-Fabricante Andritz Hydro
Figura 13: Característica V/Hz de los Transformadores de la Central-Fabricante Nantong Hyosung
En ese sentido, en virtud de la información suministrada por los fabricantes y el contratista, se puede
garantizar el funcionamiento de los grupos de generación con tensiones en bornes que superan el 5%
de la tensión nominal y en el rango de ± 10% del valor nominal, así como la adecuada operación de los
otros equipos de la Central hasta el nivel de 245 kV.
14
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Evidentemente, tal como se demostró en el punto 4 del presente documento, la necesidad de operar a
niveles de tensión de 1.07 p.u. aparece cuando la tensión de operación en la S.E. Campo Armiño es de
238 kV, situación que excepcionalmente ocurre (0.18% de las veces en 2015).
Dado que de acuerdo a los fabricantes y el contratista, los equipos de la Central pueden operar de
manera continua y permanente bajo las condiciones más exigentes registradas en el subsistema
Mantaro, no existe perjuicio para los terceros ubicados en la zona. Además, de acuerdo a los
resultados del Estudio de Factibilidad, los equipos de la Central son los que se adecúan a las
condiciones operativas del sistema aportando los recursos necesarios a fin de que las condiciones
operativas del resto de instalaciones sean similares a las que se hubieran obtenido con
transformadores de 231/13.8 kV.
Finalmente, cabe mencionar que la conexión a la S.E. Campo Armiño será temporal y la conexión
definitiva de la Central será a la S.E. Colcabamba, en la cual las exigencias serán considerablemente
menores para la Central, tal como se indicó anteriormente.
7. CDA ASUME LOS RIESGOS DE LA OPERACIÓN DE LA CENTRAL
Tal como se puede apreciar en la comunicación adjunta a la presente como Anexo 4, el cual tiene
carácter de declaración jurada, CDA garantiza la operación de sus grupos de generación y sus equipos
en alta tensión y se compromete a operar sus instalaciones de acuerdo con las condiciones operativas
establecidas y aprobadas en el Estudio de Operatividad:
o
Los Grupos Generadores: de marca Andritz Hydro pueden funcionar en forma
permanente con tensiones en bornes de generación en un rango de hasta ±10% de la
tensión nominal.
o
Transformadores de Potencia: de marca Nantong Hyosung, fabricados bajo la norma
IEC 60076, pueden funcionar de manera permanente hasta un nivel de tensión de 245
kV.
o
La Subestación GIS, los cables XLPE y todos los demás accesorios en 220 kV pueden
funcionar de manera permanente hasta un nivel de tensión de 245 kV.
En ese sentido, CDA precisa que sus unidades de generación serán operadas de acuerdo a las
especificaciones analizadas en el presente Estudio de Operatividad, siguiendo las instrucciones que el
COES brinde para la operación del SEIN.
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ANEXO 1:
Aporte de Potencia Reactiva de Centrales Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución y
Cerro del Águila
Avenida 2016: Máxima, Media y Mínima Demanda
Estiaje 2016: Máxima, Media y Mínima Demanda
Avenida 2017: Máxima, Media y Mínima Demanda
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Fecha: Abril 2016
Aporte de Potencia Reactiva de Centrales Santiago Antúnez de Mayolo, Restitución y
Cerro del Águila
Estiaje 2017: Máxima, Media y Mínima Demanda
Avenida 2018: Máxima, Media y Mínima Demanda
Estiaje 2018: Máxima, Media y Mínima Demanda
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Fecha: Abril 2016
ANEXO 2:
Carta N° C-AGM-CDA-015-16
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Fecha: Abril 2016
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Fecha: Abril 2016
ANEXO 3:
Documento PE-ADZ-7E05010102-OTR-115: Powerhouse Cavern – Generator | Technical
data
20
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Fecha: Abril 2016
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Fecha: Abril 2016
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Fecha: Abril 2016
ANEXO 4:
Carta CDA-0091/16
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