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! Bookmark not defined. 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. 1 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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. 2 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 3 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 4 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 5 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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: 6 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 7 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila 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. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo 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 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 11 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 12 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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. 13 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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. 15 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 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 16 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo 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 17 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 ANEXO 2: Carta N° C-AGM-CDA-015-16 18 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 19 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 ANEXO 3: Documento PE-ADZ-7E05010102-OTR-115: Powerhouse Cavern – Generator | Technical data 20 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 21 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 22 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 23 CERRO DEL ÁGUILA S.A. Estudio de Operatividad Central Hidroeléctrica Cerro del Águila Resumen Ejecutivo Fecha: Abril 2016 ANEXO 4: Carta CDA-0091/16 24