Premisas y Consideraciones para Modelar el Sistema en el

Premisas y Consideraciones para Modelar el Sistema en
el Modelo SDDP
COES SINAC
Subdirección de Planificación
Resumen
El anexo contiene las premisas y consideraciones para modelar el sistema eléctrico en el
modelo SDDP..
1. Bloques Horarios
Con el fin de hacer una mejor representación del comportamiento de la demanda del
sistema, donde la menor reserva se presenta en la condición de máxima demanda del SEIN,
se define cinco bloques horarios que representen el perfil de demanda del SEIN
correspondiente a 24 horas. Los bloques 1 y 2 representan la máxima potencia alcanzada en
los horarios de punta y media demanda. Los bloques 3, 4 y 5 representan la potencia
promedio del perfil de demanda en los horarios denominados punta, media, base.
Bloquea horarios considerados en el modelamiento con el SDDP
BLOQUES
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 5
NOMBRE
Punta Máxima
Media Máxima
Punta
Media
Base
HORARIOS
[19:00 - 20:00>
[11:00 - 12:00>
[18:00 - 23:00>
[08:00 - 18:00>
[23:00 - 08:00>
Debido a que existe diferencia en el perfil de demanda diaria, las consideraciones para el
cálculo de la potencia de los bloques horarios serán tratadas en la siguiente manera:
Duración de los bloques horarios
BLOQUES
CONSIDERACIONES PARA EL CÁLCULO
Es el promedio de la potencia comprendida en el horario de [19:00
– 20> en los días de la semana o mes sin considerar sábados,
domingos y feriados nacionales
Es el promedio de la potencia comprendida en el horario de [11:00
– 12:00> en los días de la semana o mes sin considerar sábados,
domingo y feriados nacionales
Es el promedio de la potencia comprendida en el horario de [18:00
– 23:00> en los días de la semana o mes excluyendo lo relacionado
al bloque 1
Es el promedio de la potencia comprendida en el horario de [08:00
– 18:00> en los días de la semana o mes excluyendo lo relacionado
al bloque 2
Es el promedio de la potencia comprendida en el horario de [23:00
– 08:00> en los días de la semana o mes
Bloque 1
Bloque 2
Bloque 3
Bloque 4
Bloque 5
Representación Gráfica de los Bloques Horarios del SEIN
5000
4500
4000
Bloque de Punta
Máxima (1)
3500
Bloque de Media
Máxima (2)
2500
2000
1500
Bloque de
Media (4)
Bloque de
Base (5)
1000
Bloque de
Punta (3)
500
Bloques
Curva de carga diaria
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
0
00:00
MW
3000
2. Reserva Rotante
La reserva rotante del SEIN está definida en el Procedimiento N°22; sin embargo por
problemas en su aplicación actualmente el COES ha presentado al OSINERGMIN su
propuesta de modificación con el fin de reglamentar la determinación, asignación,
programación y control de desempeño de la reserva rotante del SEIN para la regulación
primaria y secundaria de frecuencia.
El COES mediante un estudio anual establecerá la magnitud de la reserva rotante asignada
para la regulación primaria y secundaria de frecuencia de acuerdo a la estacionalidad, la
variación de carga y condiciones del SEIN.
Actualmente la asignación de la reserva rotante se realiza mediante MAP-COES, donde se
asigna una reserva de 86 MW, los cuales son distribuidos entre las siguientes centrales
hidroeléctricas del SEIN:
Reserva Primaria considerada en las Centrales Hidroeléctricas del SEIN
Centrales
Cahua
Cañon del Pato
Carhuaquero
Machupicchu
San Gabán
Charcani 5
Yuncán
Yaupi
Malpaso
Mantaro
Restitución
Gallito Ciego
Total
Reserva Primaria
MW
4.0
15.0
5.0
5.0
5.0
9.0
7.0
6.0
3.0
19.0
6.0
2.0
86.0
De acuerdo a la propuesta de modificación del Procedimiento N°22, para la regulación
secundaria de frecuencia sólo participarán centrales de generación superiores a 50 MW.
Para el presente estudio se considerará a la central Huinco con 80 MW de reserva
secundaria como lo asignan actualmente en la operación diaria del sistema.
2. Embalses
Nuestro sistema hidrológico está compuesto por embalses que obedecen a diferentes
necesidades, tales como: energía eléctrica, riego y agua potable. Dada la prioridad del uso
de agua para generación eléctrica, sólo se incluye en la optimización los embalses cuyo uso
obedece estrictamente a necesidades de energía eléctrica. Las descargas de los embalses,
que obedecen a necesidades de riego y agua potable, son informadas por los integrantes.
Los embalses optimizados son los siguientes:
Lago Junín.
Lagunas de Electroperu.
Lagunas de las centrales Pachachaca y Oroya.
Lagunas de las centrales Yuncan y Yaupi.
Lagunas de la central Cañón del Pato.
Lagunas de la central Cahua.
Lagunas de la central San Gabán.
Lagunas de la central Machupichu.
Los embalses cuyas descargas están determinadas por las restricciones de agua potable y
riegos son:
Lagunas de Edegel, limitadas por agua potable.
Lagunas de la central Charcani, limitadas por riego y agua potable.
Laguna de la central Gallito Ciego, limitada por riego.
Laguna de la central Aricota, limitada por riego.
En el modelado del lago Junín se considera los límites de volumen almacenado establecidos
por la Resolución del Ministerio de Agricultura No 0149-98-AG y la Resolución Directoral
No 002-2010-ANA-DEPHM, lo cual considera los datos de cota del año 2011 y se
mantendrá dichos valores en el horizonte del estudio.
Volúmenes mínimos para el Lago Junín
Fecha
01 de Junio
01 de Julio
01 de Agosto
01 de Setiembre
01 de Octubre
01 de Noviembre
01 de Diciembre
Volumen útil
mínimo (Mio
m3) (*)
314.0
271.3
228.6
185.9
143.2
100.5
57.8
Volumen total Porcentaje
mínimo (Mio de reserva
m3) (*)
(%) (*)
429.0
100
386.3
85
343.6
70
300.9
55
258.2
40
215.5
25
172.8
10
31 de Diciembre
37.9
152.9
3
(*): Resolución del Ministerio de Agricultura n.o 0149-98-AG
3. Costos Variables de Centrales Térmicas
Para la evaluación de la operación económica del sistema se consideran costos regulados de
los combustibles, los cuales son actualizados sobre la base de los precios de los
combustibles de la Fijación tarifaria del 2011, actualizando los precios de los energéticos de
acuerdo a los procedimientos del OSINERGMIN.
Costos Variables de las Centrales Térmicas del SEIN
Potencia
Central
Efectiva
Costo Variable Total
Combustible
MW
CVT
US$/MWh
Turbo Gas Natural Malacas 1
13.1
Gas Natural
Turbo Gas Natural Malacas 2
15.0
Gas Natural
41.1
Turbo Gas Diesel Malacas 2
15.0
Diesel Nº 2
391.8
Turbo Gas Natural Malacas 4 A
90.3
Gas Natural
32.2
Turbo Gas Natural Malacas 4 B
12.4 Gas Natural y Agua
Turbo Gas de Chimbote
39.1
Diesel Nº 2
399.6
Turbo Gas de Chimbote (sin TG1)
19.3
Diesel Nº 2
381.1
Turbo Gas de Trujillo
20.4
Diesel Nº 2
381.2
Turbo Gas de Piura con R6
16.8
Residual Nº 6
341.7
9.3
Residual Nº 6
215.6
18.1
Residual Nº 6
205.1
Diesel Nº 2
275.7
282.0
Grupos Diesel de Piura
Grupos Diesel de Chiclayo
Grupos Diesel de Sullana
6.4
41.8
52.7
3.7
Diesel Nº 2
Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 (2)
52.0
Gas Natural
37.7
Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-6 (1)
52.5
Diesel Nº 2
314.3
Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 (2)
53.1
Gas Natural
35.9
Turbo Gas Diesel Santa Rosa UTI-5 (1)
51.7
Diesel Nº 2
322.2
Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con inyección) (2)
123.9
Gas Natural
31.9
Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (sin inyección) (2)
109.1
Gas Natural
30.9
Turbo Gas Diesel Santa Rosa WTG (con inyección) (1)
121.3
Diesel Nº 2
287.6
Residual Nº 500
207.9
Grupos Diesel de Paita
Turbo Vapor de Shougesa
61.7
1.2
Diesel Nº 2
251.4
Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1
88.4
Gas Natural
30.4
Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2
87.0
Gas Natural
G. Diesel Shougesa
29.6
8.0
Residual Nº 6
157.5
G. Diesel Tumbes Nueva 2
8.3
Residual Nº 6
159.2
G. Diesel Pucallpa Wartsila
24.5
Residual Nº 6
181.7
G. Diesel Tumbes Nueva 1
Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (sin inyección de agua)
161.4
Gas Natural
27.4
Turbo Gas Natural Ventanilla 4 (sin inyección de agua)
156.1
Gas Natural
28.1
Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional)
225.1
Gas Natural
19.1
13.7
Gas Natural
19.9
228.0
Gas Natural
19.1
18.4
Gas Natural
19.7
Turbo Gas Natural Chilca TG1
171.5
Gas Natural
26.2
Turbo Gas Natural Chilca TG2
170.3
Gas Natural
26.6
Turbo Gas Natural Chilca TG3
194.2
Gas Natural
27.0
Turbo Gas Natural Kallpa TG1
174.4
Gas Natural
27.7
Turbo Gas Natural Kallpa TG2
193.5
Gas Natural
27.5
Turbo Gas Natural Kallpa TG3
197.8
Gas Natural
27.4
Turbo Gas Natural Santa Rosa TG8
199.8
Gas Natural
28.2
Turbo Gas Natural Las Flores
198.4
Gas Natural
31.0
62.1
Diesel Nº 2
261.3
Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (con fuego adicional)
Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (sin fuego adicional)
Turbo Gas Natural CC TG4 Ventanilla (con fuego adicional)
Grupos Diesel Emergencia 1
Potencia
Central
Efectiva
Costo Variable Total
Combustible
MW
CVT
US$/MWh
Grupos Diesel Tarapoto
12.0
Residual Nº 6
170.1
Grupos Diesel Bellavista
3.5
Diesel Nº 2
315.2
Grupo Diesel Moyobamba
2.0
Diesel Nº 2
320.9
Grupo Diesel Puerto Maldonado
8.2
Diesel Nº 2
276.6
Taparachi GD Nº 1 al Nº 4
4.3
Diesel Nº 2
274.9
Bellavista GD Nº 1 al Nº 2
3.5
Diesel Nº 2
308.7
Mezcla2 R500,D2
158.6
Chilina GD Nº 1 y Nº 2
10.1
Chilina Ciclo Combinado
15.8
Diesel Nº 2
314.7
Chilina TV Nº 2
6.2
Residual Nº 500
271.2
Chilina TV Nº 3
10.2
Residual Nº 500
295.7
Mollendo I GD
29.8
Residual Nº 500
150.6
Mollendo II TG
73.2
Diesel Nº 2
296.1
Calana GD
25.5
Residual Nº 6
155.7
0.0
Ilo 1 TV Nº 2
Residual Nº 500
1.9
Ilo 1 TV Nº 3
67.6 Vapor+Res Nº 500
128.4
Ilo 1 TV Nº 4
61.4
Residual Nº 500
198.0
Ilo 1 TG Nº 1
34.9
Diesel Nº 2
295.0
Ilo 1 TG Nº 2
30.7
Diesel Nº 2
296.1
3.3
Diesel Nº 2
247.6
Ilo 1 GD Nº 1
Carbón
47.9
22.9
Gas Natural
25.5
Turbo Gas Natural Pisco con GN (ex Mollendo II TG)
68.9
Gas Natural
32.6
29.4
Gas Natural
28.5
Turbo Gas Natural Santo Domingo Olleros
197.6
Gas Natural
34.1
Turbo Gas Natural CC Kallpa
858.6
Gas Natural
18.4
Turbo Gas Natural CC Fenix
521.5
Gas Natural
21.6
Turbo Gas Natural CC Chilca I
804.6
Gas Natural
18.8
Turbo Gas Natural Quillabamba
188.0
Gas Natural
34.1
Turbo Gas Natural Nueva Esperanza
Ilo 2 TV Carbón Nº 1
Independencia GD - GN (Ex Calana GD)
Turbo Gas Natural Oquendo TG1
140.6
135.0
Gas Natural
25.7
Turbo Gas Generación Adicional Piura
80.0
Diesel Nº 2
265.1
Turbo Gas Generación Adicional Mollendo
60.0
Diesel Nº 2
268.1
Turbo Gas Cogeneración de la Planta Etanol
37.3
Bagazo+Follaje
2.0
29.0
Gas Natural
19.5
Turbo Gas Reserva Fría Ilo
564.0
Diesel Nº 2
306.6
Turbo Gas Reserva Fría Talara
200.0
Diesel Nº 2
263.9
Turbo Gas Reserva Fría Planta Eten
Turbo Gas Tablazo Colan
200.0
Diesel Nº 2
265.4
Turbo Gas Planta Pucallpa
40.0
Diesel Nº 2
259.3
Turbo Gas Planta Puerto Maldonado
18.0
Diesel Nº 2
238.6
(1): Actualmente opera con Diesel 2
(2): A partir de julio del 2014 opera con Gas natural