Estudio de Racg 2015 Informe Final

Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin del SEIN Ao 2015 INFORME FINAL

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INFORME FINAL

COES/DP/SNP-039-2014

ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DE

CARGA/GENERACIN DEL SEIN AO 2015

Fecha Rev. Descripcin Elabor Revis Aprob

29.08.2014 0 Informe preliminar

JOC / ERC / RZC

RZC

RRA

30.09.2014 1 Informe final

JOC / ERC / RZC

RZC

RRA


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NDICE

1. INTRODUCCIN ...................................................................................................... 4

2. EVALUACIN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES .................................................... 5

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes .................................. 5 2.1.1 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Frecuencia (ERACMF) vigente .................................................................................................... 5 2.1.2 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente .................................................................................................... 6 2.1.3 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin (ERACMT) vigente 7

2.2 Actuacin de los esquemas vigentes ............................................................ 7 2.2.1 Eventos en los cuales se activ el ERACMF ................................................. 7 2.2.2 Eventos en los cuales se activ el EDAGSF ................................................ 12 2.2.3 Eventos en los cuales se activ el ERACMT ............................................... 14

3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DE CARGA / GENERACIN DEL SEIN AO 2014 ........................................................ 14

3.1 Criterios para el diseo del ERACMF y del EDAGSF vigentes ................... 14

3.2 Criterios para el diseo del ERACMT vigente ............................................. 16

4. REVISIN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO ........................ 17

4.1 Regulacin Primaria de Frecuencia ............................................................. 17

4.2 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin ............. 22

5. DEFINICIN DE LAS ZONAS DEL SEIN ............................................................... 22

6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANLISIS ......................................... 24

6.1 Modelo Dinmico del SEIN ........................................................................... 24

6.2 Escenarios base ............................................................................................ 24

7. DEFINICIN DE LOS ESQUEMAS ........................................................................ 26

8. ACTUACIN DEL ERACMF ANTE LA DESCONEXIN DE UNIDADES DE GENERACIN ............................................................................................................... 26

8.1 Resultados ..................................................................................................... 27

8.2 Anlisis de los resultados ............................................................................ 34

9. DESCONEXIN DE LAS LNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS) .......................................................................................... 35

9.1 Cobertura de la demanda del rea Sur ........................................................ 35

9.2 Actuacin del ERACMF ante la desconexin de las lneas de interconexin Centro-Sur ................................................................................................................. 37

9.3 Resultados ..................................................................................................... 38



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10. ACTUACIN DEL EDAGSF ANTE LA DESCONEXIN DE LAS LNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS) ................................... 39

10.1 Resultados ..................................................................................................... 40


11. DESCONEXIN DE LNEAS DE LA INTERCONEXIN CENTRO-SUR SIN SEPARACIN DE REAS ............................................................................................. 41

11.1 Desconexin por fallas simultneas de L-2051 y L-2052 ............................ 41

11.2 Desconexin por falla de L-5032 .................................................................. 42




11.6 Casos de sensibilidad sin despachar unidades de la central Ilo 1 ............ 47 11.6.1 Desconexin por fallas simultneas de L-2051 y L-2052 ......................... 47 11.6.2 Desconexin por falla de L-5032 ............................................................. 48 11.6.3 Desconexin por falla de L-5034 ............................................................. 49 11.6.4 Desconexin por falla de L-5036 ............................................................. 50 11.6.5 Desconexin por falla de L-5037 ............................................................. 51

11.7 Casos de sensibilidad reduciendo el flujo transmitido hacia el rea Sur . 52 11.7.1 Desconexin por falla de L-5034 ............................................................. 52 11.7.2 Desconexin por falla de L-5037 ............................................................. 53


12. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMTICO DE CARGA Y GENERACIN DEL AO 2015 ....................................................................................................................... 55

12.1 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Frecuencia (ERACMF) para el ao 2015 ...................................................................................... 55

12.2 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobre-frecuencia (EDAGSF) para el ao 2015 ................................................................... 57

12.3 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin (ERACMT) para el ao 2015 ...................................................................................... 57

13. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 57

ANEXO 1 ........................................................................................................................ 59

ANEXO 2 ........................................................................................................................ 60

ANEXO 3 ........................................................................................................................ 62

ANEXO 4 ........................................................................................................................ 63

ANEXO 5 ........................................................................................................................ 65

ANEXO 6 ........................................................................................................................ 66

REFERENCIAS .............................................................................................................. 68


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INFORME FINAL

1. INTRODUCCIN De acuerdo a la Norma Tcnica para la Coordinacin de la Operacin en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados [1], el COES debe elaborar anualmente un estudio para establecer los esquemas de rechazo automtico de carga para prever situaciones de inestabilidad. Asimismo, debe proponer un esquema de rechazo automtico de generacin por sobrefrecuencia. Se emite el presente informe, para dar cumplimiento al Procedimiento para supervisar la implementacin y actuacin de los esquemas de rechazo automtico de carga y generacin [2], en adelante Procedimiento de OSINERGMIN, que textualmente indica lo siguiente: 6.2.4 El Informe Final del Estudio de RACG y las especificaciones de los esquemas de Rechazo de carga/generacin sern aprobados por el COES-SINAC hasta el 30 de setiembre de cada ao, y sern remitidos a las empresas integrantes del SEIN con copia al OSINERGMIN hasta la referida fecha, adjuntando los respectivos documentos de levantamiento de observaciones y la distribucin de las magnitudes de Rechazos de Carga totales por etapa a rechazar por cada Cliente


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2. EVALUACIN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES 2.1 Esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes Las especificaciones tcnicas de los esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes fueron determinadas en el Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin - Ao 2014 [3]. En las tablas siguientes, se indican estas especificaciones. 2.1.1 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Frecuencia

(ERACMF) vigente

Tabla 2.1 ERACMF vigente de la Zona 1

Nmero Porcentaje

de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENTE TEMPORIZACION

Etapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)

1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.75 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.75 0.15

3 16.0% 58.80 0.15 59.8 -0.75 0.15

4 10.0% 58.50 0.15

5 8.0% 58.30 0.15

6 6.0% 58.00 0.15

7 2,5% 59.10 30.0

(4) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo de las subestaciones

Zorritos 220 kV, Talara 220 kV y de las lneas L-6654 y L-6698 es 300 ms

(1) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el rel para medir la pendiente.

(2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,1 Hz

(3) Si el rel no permitiera ajustar la pendiente a -0.75 Hz/s, esta podr ser ajustada a -0.7 Hz/s

RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA


Nmero Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -0.65 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -0.65 0.15

3 4.0% 58.80 0.15 59.8 -0.65 0.15

4 5.0% 58.70 0.15 59.8 -1.1 0.15

5 5.0% 58.60 0.15

6 8.0% 58.50 0.15

7 2,5% 59.10 30.0



(3) Si el rel no permitiera ajustar la pendiente a -0.65 Hz/s, esta podr ser ajustada a -0.6 Hz/s


(4) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo del transformador

138/66 kV de la subestacin Huallanca y del transformador 10/66 kV de la subestacin Kiman Ayllu es 300 ms


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Nmero Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.15

3 10.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.15

4 11.0% 58.70 0.15

5 9.0% 58.60 0.15

6 12.0% 57.50 0.15

7 2,5% 59.10 30.0




(3) La temporizacin de los rels de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro,

Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay es 0,35 s


Nmero Porcentaje



1 4.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.15

2 6.0% 58.90 0.15 59.8 -1.1 0.15

3 12.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.15

4 12.0% 58.70 0.15 59.8 -1.5 0.15

5 12.0% 58.60 0.15

6 7.0% 58.00 0.15

7 2,5% 59.10 30.0




2.1.2 Esquema de Desconexin Automtica de Generacin por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente

Tabla 2.5 EDAGSF vigente

(Hz / s) (Hz) (s)

C.T. Aguayta TG1 (*) 61.0 0.066

C.H. Callahuanca G4 61.3 2.0

C.H. Cahua G2 (*) 61.3 3.0

C.H. Chimay G1 61.5 1.5

C.H. Chimay G2 61.5 12.0

C.H. Restitucin G1 61.5 1.0

C.H. Restitucin G2 61.5 1.0

C.H. Yanango G1 61.5 10.0

C.T. Santa Rosa TG8 61.8 2.0

C.H. Machupicchu G2 (*) 3.0 60.5 0.4

C.H. San Gabn II G1 1.2 61.0 0.3 62.5 0.3

C.T. Pisco TG1 61.5 3.2

C.T. Pisco TG2 61.5 3.2

C.H. Platanal G1 (*) 62 1

(*) Si el grupo indicado no estuviera despachado, pero en su lugar estuviera despachado un grupo

semejante de la misma central, este ltimo debera tener implementados los ajustes del grupo

especif icado.

CENTRAL UNIDAD

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

(Hz) (s)En condicin AND


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2.1.3 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin (ERACMT) vigente

Tabla 2.6 ERACMT vigente

UMBRAL (**)

(kV)

TEMPORIZACION

(s)

Balnearios (LDS) 81,6 184,8 10,0

San Juan (LDS) 49,6 184,8 12,0

69,5 184,0 10,0

67,5 186,0 20,0

(*) Aguas abajo de la subestacin

(**) Medicin en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarra (EDN)

2.2 Actuacin de los esquemas vigentes En cumplimiento del numeral 6.4 del Procedimiento de OSINERGMIN, el COES evala la actuacin de los esquemas vigentes en cada evento que los activa. Los resultados de dichas evaluaciones son informados al OSINERGMIN en los informes tcnicos correspondientes a travs de su Portal Integrado del Sistema de Informacin Tcnica GFE. A continuacin, se presenta un resumen de los eventos en que se activaron estos esquemas durante el primer semestre del presente ao. En los Informes Tcnicos de Anlisis de Eventos del COES, que publica en su portal web, puede encontrarse mayores detalles. Asimismo, se presenta una valoracin de la actuacin de los esquemas en dichos eventos. 2.2.1 Eventos en los cuales se activ el ERACMF

En la Tabla 2.7, se presenta la relacin de eventos ocurridos hasta Julio del presente ao en que se produjeron actuaciones ERACMF.

Tabla 2.7 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo 01.2014-07.2014

FECHA DE OCURRENCIA

EVENTO DESCRIPCIN FRECUENCIA

MNIMA (HZ)

LTIMA ETAPA

ACTIVADA

DESCONEXIN ATRIBUIBLE AL

ERACMF (MW)

VALORACIN DE LA ACTUACIN DEL

ERACMF

03/01/2014 (09:55 h)

Desconexin de la lnea de 138 kV L-1005 (Quencoro Tintaya).

Se produjo la desconexin de la lnea L-1005 con 8 MW (medidos en la SE Tintaya), formndose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexin se produjo por una falla monofsica, causada por descargas atmosfricas.

58,711 Etapa 3 por

derivada 8,1

El ERACMF actu satisfactoriamente.


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FECHA DE OCURRENCIA


MNIMA (HZ)

LTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

12/01/2014 (18:59 h)


Se produjo la desconexin de la lnea L-1005 con 29,3 MW (medidos en la SE Tintaya), formndose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexin se produjo por la actuacin de su proteccin de distancia ante una falla trifsica a tierra, que se habra originado por una descarga atmosfrica.

58,734 Etapa 3 13,05 El ERACMF actu

satisfactoriamente.

20/01/2014 (18:44 h)

Desconexin del Complejo Hidroelctrico Mantaro.

Se produjo la desconexin de las CCHH Mantaro (450 MW) y Restitucin (139 MW), debido al incremento de sedimentos en el tnel de aduccin que caus el bloqueo de la vlvula mariposa.

58,89 Etapas 2 y

7 358,5


20/01/2014 (18:58 h)

Desconexin de la lnea L-5011 (Chilca CTM Fnix) de 500 kV.

Se produjo la desconexin de la lnea de 500 kV L-5011 (Chilca CTM Fnix) con 114 MW (medidos en la SE Chilca CTM) por indeseada activacin de su proteccin diferencial de corriente (87L).

58.977 Etapa 1 y 7 150,03 El ERACMF actu satisfactoriamente.

26/01/2014 (17:46 h)

Desconexin de los reactores de las subestaciones Poroma, Ocoa y Montalvo.

Se produjo la desconexin de los reactores REL-5381, REL-5383, REL-5481, REL-5483 y REL-5681 de las lneas L-5034 (Poroma Ocoa) y L-5036 (Ocoa Montalvo) de 500 kV, y los reactores REB-5350 y REB-5450 de las barras de 500 kV de las subestaciones Poroma y Ocoa, durante las maniobras de conexin de las lneas L-5034 y L-5036, a travs del cierre del interruptor IN-5362 en la S.E. Poroma. Como consecuencia, en el SEIN se registraron variaciones de frecuencia, con mayor magnitud en el rea Centro, que activaron la derivada del ERACMF.

59,52 Etapa 3 por

derivada 110,03

Activacin inesperada del ERACMF.


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FECHA DE OCURRENCIA


MNIMA (HZ)

LTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

03/02/2014 (12:45 h)

Desconexin de la lnea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa Chavarra)

Se produjo la desconexin de la lnea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa Chavarra) debido a una falla monofsica. Luego, se produjo la desconexin de las lneas L-6943/L-6944 (Huarangal Puente Piedra) de 60 kV en la S.E. Huarangal. Como consecuencia, se form el sistema aislado Chavarra-Ventanilla con gran desbalance entre carga (771 MW) y generacin (413 MW).

Colapso por frecuencia

- No determinado

El ERACMF no fue diseado para evitar el colapso del rea Chavarra-Ventanilla.

12/02/2014 (21:58 h)

Desconexin de las lneas L-1103/L-1104/L-1105 (Chimbote 1 Huallanca) de 138 kV.

Estando el autotransformador de 220/138/66 kV de la S.E. Kiman Ayllu fuera de servicio, se produjo la desconexin de las lneas L-1103/L-1104/L-1105 (Chimbote 1 Huallanca) de 138 kV, debido a una falla monofsica en la lnea L-1105, perdindose una inyeccin de potencia al SEIN de 213,62 MW.

58,987 Etapa 1 150,23 El ERACMF actu satisfactoriamente.

18/02/2014 (15:43 h)

Desconexin de la barra de 138 kV de la S.E. Huallanca

Estando el autotransformador de 220/138/66 kV de la S.E. Kiman Ayllu fuera de servicio, se produjo la desconexin de la barra de 138 kV de la S.E. Huallanca, por activacin de la funcin de proteccin de falla interruptor (50BF), perdindose una inyeccin de potencia al SEIN de 187,92 MW.

59,090 Etapa 7

solamente 14,88


21/02/2014 (19:00 h)


Se produjo la desconexin de la lnea L-1005 con 18,4 MW (medidos en la SE Tintaya), formndose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexin se produjo por una falla bifsica a tierra.

58,805 Etapas 3 y

7 14,46


22/02/2014 (19:07 h)

Desconexin de la unidad TG11 de la C.T. Fnix.

Se produjo la desconexin de la unidad TG11 de la C.T. Fnix (168 MW), por activacin de su proteccin de domo de alta presin.

59,018 Etapas 1 y

7 47,23


24/02/2014 (10:26 h)

Desconexin de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa.

La unidad TG1 de la CT Kallpa fue desconectada manualmente con 136,7 MW. Como consecuencia, la unidad TV de la CT Kallpa disminuy su generacin en 81,40 MW.

59,023 Etapa 1 y 7 82,39 El ERACMF actu

satisfactoriamente.


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FECHA DE OCURRENCIA


MNIMA (HZ)

LTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

26/02/2014 (19:07 h)

Desconexin de las lneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) y de 500 kV L-5036 (Ocoa Montalvo)

Se produjo la desconexin las lneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) debido a fallas bifsicas simultneas. Luego desconect la lnea de 500 kV L-5036 (Ocoa Montalvo) por la activacin inadecuada de su proteccin diferencial de corriente (87L) de la SE Montalvo. Como consecuencia, el rea Operativa Sur se separ del resto del SEIN. Se presentaron oscilaciones inestables en el rea Sur. A continuacin, desconectaron las lneas L-1008 (Callalli-Tintaya), L-2030 (Moquegua-Puno) y L-1006 (Tintaya-Ayaviri) formndose sistemas aislados. Las potencias transmitidas por las lneas L-2053, L-2054 y L-5036 antes del evento fueron 172, 172 y 189 MW, respectivamente.

Colapso parcial de frecuencia

Etapas 6 y 7

375,92

El dficit de generacin producido en el rea Sur fue de 56% aproximadamente, superior al porcentaje de rechazo de carga del ERACMF. El rechazo de carga disponible en los sistemas aislados formados en este evento no alcanzaba para mantener la estabilidad de frecuencia en todos ellos.

02/03/2014 (07:38 h)

Activacin del ERACMF en el sistema aislado Cusco - Abancay.

Se produjo la activacin del ERACMF debido a la inadecuada regulacin de frecuencia de la C.H. Machupicchu durante la operacin del sistema aislado Cusco Abancay.


satisfactoriamente.

22/03/2014 (05:51 h)

Desconexin de la C.T. Fnix.

Se produjo la desconexin de la unidad TG11 de la C.T. Fnix con 182 MW, debido a la actuacin de su proteccin de sobretemperatura de vapor de alta presin del caldero HRSG11. Minutos antes, se haba producido la desconexin las unidades TV10 y TG12 de la C.T. Fnix con 158 MW y 125 MW, respectivamente. La desconexin de la unidad TV provoc la desconexin de las otras unidades.


satisfactoriamente.


11 de 68

FECHA DE OCURRENCIA


MNIMA (HZ)

LTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

24/03/2014 (19:47 h)


Se produjo la desconexin de la lnea L-1005 con 18,2 MW (medidos en la SE Tintaya), formndose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexin se produjo por la activacin indebida de la funcin de proteccin falla interruptor (50BF) de la lnea L-1005 en la subestacin Tintaya, durante un proceso de recierre monofsico en dicha lnea.


satisfactoriamente.

26/03/2014 (06:27 h)

Desconexin de la C.T. Fnix.

Se produjo la desconexin de las unidades TG11 y TG12 de la CT Fnix, con 125 MW, debido a la actuacin de la proteccin de sobre temperatura de vapor. Minutos antes, haba desconectado la unidad TV10 de la C.T. Fnix con 152 MW, debido a la desconexin de las bombas de enfriamiento principal del condensador.

59,002 Etapa 1 116.98 El ERACMF actu satisfactoriamente.

09/04/2014 (18:32 h)

Dficit de generacin en el SEIN.

La frecuencia en el SEIN disminuy por el dficit de generacin ocasionado por la desconexin previa de las unidades G1 de la CH Yaupi (21,8 MW), TG3 de la CT Ventanilla (151,8 MW) y CH Las Pizarras (19,3 MW).

59,034 Etapa 7

solamente 44,81


30/04/2014 (11:38 h)

Desconexin de la lnea L-2256 (Yanango Pachachaca) de 220 kV.

Se produjo la desconexin de la lnea de 220 kV L-2256 (Yanango Pachachaca) con 192 MW (medidoS en la SE Yanango), debido a una falla monofsica.

59,063 Etapa 7

solamente 15,10


29/05/2014 (17:39 h)

Desconexin de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa.

Se produjo la desconexin de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa con 142 MW en circunstancias en que la unidad se encontraba disminuyendo su generacin desde 181,80 MW. Asimismo, la unidad TV de la C.T. Kallpa disminuy su generacin, al disminuir su ingreso de vapor.

59,060 Etapa 7

solamente 14,51



12 de 68

FECHA DE OCURRENCIA


MNIMA (HZ)

LTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

06/06/2014 (03:38 h)

Desconexin de la unidad TV de la C.T. Kallpa.

Se produjo la desconexin de la unidad TV de la C.T. Kallpa con 237,7 MW por la activacin de su proteccin de sobretensin de neutro (59GN), causada por la falla en un transformador de tensin.


satisfactoriamente.

12/06/2014 (16:05 h)

Desconexin de la lnea de 500 kV L-5036 (Ocoa-Montalvo).

Se produjo la desconexin indebida de la lnea L-5036 (Ocoa - Montalvo) de 500 kV en la S.E. Montalvo, por la activacin de la funcin de proteccin falla interruptor (50BF) del interruptor IN-5681 del reactor R-5681 de la S.E. Montalvo, provocando oscilaciones de potencia inestables en el rea Sur. Las potencias transmitidas por las lneas L-2053, L-2054 y L-5036 antes del evento fueron 117, 117 y 258 MW, respectivamente.

59,096 Etapa 4 por

derivada 84,42

Activacin inesperada del ERACMF.

15/07/2014 (17:29 h)

Desconexin de la unidad TV de la C.T. Kallpa.

Se produjo la desconexin de la unidad TV de la C.T. Kallpa, con 287,10 MW, debido a la activacin de la proteccin de sobretensin del neutro del generador (59GN).


satisfactoriamente.

2.2.2 Eventos en los cuales se activ el EDAGSF En la Tabla 2.8, se presenta la relacin de eventos ocurridos hasta Julio del presente ao en que se produjeron actuaciones EDAGSF.

Tabla 2.8 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo 01.2014 07.2014

FECHA DE OCURRENCIA


MXIMA (HZ)

UNIDADES DESCONECTADAS POR ACTUACIN

DEL EDAGSF


EDAGSF

07/01/2014 (13:49 h)

Desconexin de las lneas de 138 kV L-1013 (San Gabn II- San Rafael) y L-1009 (Azngaro-San Rafael).

Se produjo la desconexin de las lneas L-1013 (San Gabn II- San Rafael) y L-1009 (Azngaro-San Rafael) de 138 kV, debido a fallas bifsicas simultneas, causadas por descargas atmosfricas. Como

65,740 G1 de CH San

Gabn II El EDAGSF actu

satisfactoriamente.


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DEL EDAGSF


EDAGSF

consecuencia, se form el sistema aislado San Gabn-Mazuko-Puerto Maldonado.

03/02/2014 (12:45 h)

Desconexin de la lnea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa Chavarra)

Se produjo la desconexin de la lnea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa Chavarra) debido a una falla monofsica. Luego, se produjo la desconexin de las lneas L-6943/L-6944 (Huarangal Puente Piedra) de 60 kV en la S.E. Huarangal. Como consecuencia, el SEIN perdi la carga del sistema Chavarra-Ventanilla.

61,05 TG2 de CT Aguayta

El EDAGSF actu satisfactoriamente.

26/02/2014 (19:07 h)

Desconexin de las lneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) y de 500 kV L-5036 (Ocoa Montalvo)

Se produjo la desconexin las lneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) debido a fallas bifsicas simultneas. Luego desconect la lnea de 500 kV L-5036 (Ocoa Montalvo) por la activacin inadecuada de su proteccin diferencial de corriente (87L) de la SE Montalvo. Como consecuencia, el rea Operativa Sur se separ del resto del SEIN. Las potencias transmitidas por las lneas L-2053, L-2054 y L-5036 antes del evento fueron 172, 172 y 189 MW, respectivamente.

61,535

TG1 de CT Aguayta, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1 y G2 de la CH Restitucin


26/04/2014 (06:24 h)

Desconexin de los Autotransformadores MT1 y MT2 de 220/138/10 kV de la S.E. Moquegua

Se produjo la desconexin de los autotransformadores MT1 y MT2 de 220/138/10 kV de la S.E. Moquegua con 208,54 MW por la activacin de su proteccin diferencial de corriente durante una falla monofsica en

61,006 TG1 de CT Aguayta



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DEL EDAGSF


EDAGSF

la lnea de 220 kV L-2027 (Moquegua Ilo 2).

2.2.3 Eventos en los cuales se activ el ERACMT No se registr ningn evento en el que se haya activado este esquema. 3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMTICO DE

CARGA / GENERACIN DEL SEIN AO 2014 Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin del SEIN del ao 2014, y que definieron las especificaciones tcnicas de los esquemas de rechazo de carga/generacin vigentes, pueden sintetizarse en lo siguiente: 3.1 Criterios para el diseo del ERACMF y del EDAGSF vigentes

Los esquemas de rechazo automtico de carga por mnima frecuencia (ERACMF) y de desconexin automtica de generacin por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienen como finalidad prevenir el colapso del SEIN o de subsistemas aislados por frecuencia, al permitir que se restablezca el balance generacin-carga a una frecuencia apropiada.

En concordancia con los lmites de exposicin a subfrecuencias y sobrefrecuencias de las turbinas de vapor [4, 5], las frecuencias finales luego de la actuacin de los esquemas deben ser apropiadas. Eventuales subrechazos de carga pueden provocar un retorno extremadamente lento de la frecuencia al valor normal o su establecimiento en un valor muy bajo, con lo cual existe la posibilidad de operacin a una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando daos en las turbinas de vapor. Por lo tanto, luego de un evento de frecuencia y despus de la actuacin del ERACMF, el valor final alcanzado en la simulacin debera estar prximo a 59,5 Hz. En la operacin real, luego de un evento que comprometa la frecuencia, el sistema podra operar a este valor de frecuencia durante un cierto tiempo, sin transgredir su tiempo mximo de exposicin, mientras que con la regulacin secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

Ante un fuerte desbalance entre la generacin y la carga, para evitar la salida indeseada de un grupo de generacin, antes de la actuacin de los ERACMF y EDAGSF, las unidades de generacin del SEIN deben permanecer operando transitoriamente, antes y durante la actuacin de los esquemas mencionados y hasta antes de que sus protecciones propias de subfrecuencia y sobrefrecuencia acten.


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El ERACMF debe responder a las necesidades individuales de cada zona del SEIN, con especificaciones adaptadas al comportamiento zonal de la frecuencia al aislarse. El SEIN ha sido dividido en cuatro zonas.

El ERACMF de la Zona 1 (zona al norte del SEIN) fue diseado para proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dicha zona, en caso de desconectar por falla las lneas de 220 kV Trujillo-Guadalupe o Guadalupe-Chiclayo. Dichos esquemas fueron diseados en el Estudio de RACG 2012 [6], cuando la lnea Trujillo - Guadalupe era el nico enlace de la Zona 1 con el resto del SEIN y estaba conformado por un solo circuito. Considerando la configuracin actual, en la cual la Zona 1 se conecta al SEIN a travs de las lneas paralelas (en torres separadas) de 220 kV L-2234/L-2235 (Trujillo - Guadalupe) y la lnea de 500 kV (Trujillo - La Nia), es improbable la separacin de esta zona del resto del SEIN. No obstante, se ha mantenido las especificaciones del ERACMF de la Zona 1 (de mayor porcentaje de rechazo que la Zona 2), en caso de requerirse dicho esquema en situaciones de mantenimiento de equipos de transmisin en esta zona y riesgo de formacin de un sistema aislado con dficit de generacin.

El ERACMF de las Zonas 3 (zona al sureste del SEIN) y el ERACMF de la Zona 4 (zona al suroeste del SEIN) fueron diseados para proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dichas zonas, en caso de desconectar por falla simultnea dos circuitos paralelos (en la misma torre) de las lneas de 220 kV L-2051/ L-2052/ L-2053/ L-2054 (Mantaro-Cotaruse-Socabaya), con posibles agravantes de separacin fsica de las reas Sureste y Suroeste por oscilaciones y desconexin de las centrales de generacin solar fotovoltaica. Dichos esquemas fueron diseados en el Estudio de RACG 2013 [7], cuando la lnea Mantaro-Cotaruse-Socabaya era la nica lnea de interconexin Centro-Sur. La eficacia de dichos esquemas estaba condicionada a la imposicin de un lmite de transmisin hacia el rea Operativa Sur, por estabilidad de frecuencia o por estabilidad angular. La razn era que el rechazo de carga disponible en esta rea era equivalente a aproximadamente el 52% de la demanda en esta rea, una magnitud muy considerable pero menor a los flujos transmitidos por despacho econmico que podan llegar a abastecer el 70% de esa demanda; asimismo, un ERACMF no es til ante una prdida de sincronismo. Considerando la configuracin actual, en la cual el rea Operativa Sur se conecta al SEIN a travs de las lneas de doble circuito de 220 kV L-2051/ L-2052/ L-2053/ L-2054 (Mantaro-Cotaruse-Socabaya) y las lneas de 500 kV L-5032/ L-5034/ L-5036 (Chilca-Poroma-Ocoa-Montalvo) es menos probable la separacin del rea Sur del resto del SEIN. No obstante, se ha mantenido las especificaciones del ERACMF de la Zona 3 y Zona 4 (de mayores porcentajes de rechazo que la Zona 2), en caso de requerirse dicho esquema en situaciones de mantenimiento de la lnea de 500 kV Chilca-Poroma-Ocoa-Montalvo o de las lneas de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya, con riesgo de que el rea Sur se separe del resto del SEIN.

El ERACMF de la Zona 2 (zona central del SEIN) se ha diseado para proveer el rechazo complementario suficiente para hacer frente al desbalance generacin-carga que se producira en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente el complejo de generacin ms grande del sistema con un despacho a plena carga. Este caso corresponde a la prdida de la generacin de las centrales Kallpa y Platanal, que estn conectadas a la subestacin Chilca REP. En circunstancias en que dichas centrales deban operar en la misma barra, una falla en esta ltima provocara la salida de servicio de todos los grupos de generacin.


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El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de prdida de generacin, el sistema desarrolle todo su efecto inicial de frenado expresado en las inercias de las turbinas y generadores del sistema, mientras que los gobernadores dan inicio al proceso de control que conduce al incremento de la potencia de las unidades de generacin. En ese sentido, considerando los aspectos normativos, se ha ratificado el valor vigente de 59,0 Hz como frecuencia de inicio para el ERACMF, propuesto en el estudio [6] (y en sus sucesivas actualizaciones) y que se sustenta en la indicacin de la NTCSE que admite una variacin sbita de 1 Hz.

El porcentaje total de rechazo de carga y el nmero de etapas de los esquemas zonales del ERACMF deben ser los necesarios para cumplir con los objetivos de diseo.

La primera etapa de los esquemas zonales del ERACMF debe ser suficiente para afrontar en conjunto la desconexin de la unidad ms grande del sistema.

Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de prdida de generacin o, en el caso de formacin de sistemas aislados, de prdida de flujo importado.

El ERACMF no debe incurrir en sobrerechazos que eleven la frecuencia al punto de activar el EDAGSF. Asimismo, el EDAGSF no debe provocar desconexiones excesivas que hagan que la frecuencia descienda al nivel del umbral de la primera etapa del ERACMF.

Las tensiones en barras de 220 kV y 138 kV no deberan exceder de 10% de sus valores nominales luego de la actuacin del ERACMF.

Conservadoramente, se considera una regulacin primaria de frecuencia limitada, provista por unas pocas centrales de generacin (Huinco, Malpaso, Charcani V y San Gabn II).

3.2 Criterios para el diseo del ERACMT vigente

El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensin de dicha zona, que podra presentarse, luego de un evento severo, en un escenario de indisponibilidad simultnea de las centrales trmicas a gas de Lima y de copamiento de la capacidad de los enlaces de transmisin que vienen de las centrales hidroelctricas Mantaro y Restitucin.

El ERACMT debe activarse antes de que acten las protecciones de distancia de las lneas involucradas en la zona afectada, por la cada de tensin, y antes de que desconecten los servicios auxiliares de las unidades de generacin cercanas.

Las tensiones luego de la actuacin del ERACMT deben permitir la sincronizacin de unidades de emergencia. Se considera 195 kV un valor crtico para este fin.

El ERACMT debe intervenir cuando la tensin en las barras de 220 kV de Lima caen por debajo de ciertos valores crticos (umbrales del ERACMT), desconectando la carga necesaria para restituir la tensin a valores superiores a dichos umbrales.


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El ERACMT no busca restituir las tensiones a sus valores de operacin normal, sino proveer rpidamente un margen de seguridad mnimo al sistema afectado para que, a continuacin, el Coordinador de la Operacin en Tiempo Real del SEIN adopte las acciones correctivas necesarias para que la tensin recupere los niveles operativos del estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga.

El umbral de ajuste de los rels de un ERACMT normalmente est comprendido en el rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensin normal de operacin. Para el caso de Lima, considerando una tensin de operacin de 210 kV, resulta 184,8 kV a 189,0 kV.

Cuando el ERACMT asociado a una barra de carga en particular, necesita dos escalones de tensin, el segundo escaln est normalmente ajustado 0,5 % debajo del primer escaln. Para el caso de Lima puede considerarse un paso de 1,0 kV.

Las temporizaciones mayores a 5 segundos son utilizadas para evitar detectar fallas indeseadas, incluyendo aquellas en la zona de distribucin que no sean despejadas rpidamente por los rels de sobrecorriente. Los ajustes de tiempo largos son apropiados, sin embargo introducen un pequeo riesgo de que el ERACMT no opere lo suficientemente rpido cuando las tensiones estn cayendo rpidamente. Se puede sealar que no hay beneficio de seguridad (libre de disparos indeseados) por aplicar ajustes de tiempo largos.

El total de carga rechazada es del orden entre 10 a 15 % de la carga del sistema [9].

4. REVISIN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO Las premisas del Estudio han sido revisadas en los aspectos que se detallan a continuacin. 4.1 Regulacin Primaria de Frecuencia El presente Estudio reconoce las mejoras en la Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF) del SEIN, que debera introducir el procedimiento del COES PR-21 Reserva Rotante para Regulacin Primaria de Frecuencia [10] (vigente desde el 01.07.2014). Entre los aspectos ms importantes del PR-21, puede mencionarse los siguientes:

Todas las centrales del SEIN con potencias mayores a 10 MW deben participar de la Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF).

Los estatismos permanentes de los reguladores de velocidad deben ajustarse entre 4 y 5%.

Ante un evento que ocasione un dficit de generacin, la potencia asignada a una unidad de generacin para RPF debe comenzar a ser aportada en los 5 primeros segundos, llegar al valor asignado antes de los 30 segundos y sostenerse durante 30 segundos ms; luego de este tiempo la potencia podr bajar en 15% pero mantenerse durante 10 minutos ms (a excepcin de las unidades turbovapor). Esto se muestra en la Figura 4.1, tomada del numeral 7.2 del PR-21.


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Figura 4.1 Requerimiento del PR-21

El COES determina la reserva para la RPF haciendo un estudio tcnico-econmico. Las unidades de generacin deben contar con equipos que registren continuamente

la frecuencia y potencia en bornes; asimismo, estos registros deben ser proporcionados al COES.

El COES evala el cumplimiento del servicio de RPF en estado estacionario y ante la desconexin de unidades de generacin.

No obstante lo anterior, los primeros Informes de Evaluacin del Cumplimiento de la Prestacin del Servicio de Regulacin Primaria de Frecuencia muestran que, en general, las unidades trmicas no satisfacen el requerimiento del numeral 7.2 del PR-21. Cabe indicar que esto es de esperar en el caso de las unidades turbovapor de los ciclos combinados, porque estas unidades no estn aptas para la RPF, al existir un retraso de algunos minutos en la salida de potencia de las unidades turbovapor respecto a las unidades turbogas, inherente a la operacin de los ciclos combinados. En las figuras 4.2 a 4.8, se muestra los registros de la respuesta de algunas unidades turbogas ante la cada de frecuencia que provoc la desconexin de la unidad G3 de la central Mantaro, ocurrida el 07.08.2014. En dichos registros, se aprecia que las unidades turbogas an no contribuyeron a regular la frecuencia ante eventos, con excepcin de la unidad TG2 de la central Aguayta. En el presente Estudio, se considera la reserva de 2% calculada por el COES y el estatismo permanente de 5% establecido por el COES [11]. Ver 6.1 y 6.2. Asimismo, se asume que la regulacin primaria de frecuencia es ejercida exclusivamente por las unidades hidrulicas, las cuales han mostrado una mejor respuesta que las unidades trmicas.


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Figura 4.2 Respuesta de la unidad TG3 de la central Ventanilla

Figura 4.3 Respuesta de la unidad TG8 de la central Santa Rosa


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Figura 4.4 Respuesta de la unidad TG4 de la central Malacas

Figura 4.5 Respuesta de la unidad GT12 de la central Fnix


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Figura 4.6 Respuesta de la unidad TG3 de la central Kallpa

Figura 4.7 Respuesta de la central Chilca I


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Figura 4.8 Respuesta de la unidad TG2 de la central Aguayta

4.2 Esquema de Rechazo Automtico de Carga por Mnima Tensin En el presente Estudio, se ha evaluado la necesidad de implementar un esquema de mnima tensin en el rea Sur del SEIN, ante contingencias de lneas de la interconexin Centro-Sur. 5. DEFINICIN DE LAS ZONAS DEL SEIN Para efectos de las especificaciones del ERACMF, el SEIN ha sido dividido en las siguientes zonas:

Zona 1: Zona norte del SEIN a partir de las subestaciones de 500 kV y 220 kV La Nia y Guadalupe.

Zona 2: Zona central del SEIN comprendida entre las subestaciones de 500 kV y 220 kV Trujillo Nueva, Trujillo Norte, Campo Armio y Poroma.

Zona 3: Zona sureste del SEIN a partir de las subestaciones de 220 kV y 138 kV Tintaya, Abancay, Suriray, Puno y Callalli.

Zona 4: Zona suroeste del SEIN a partir de las subestaciones de 500 kV, 220 kV y 138 kV San Jos, Cotaruse, Socabaya, Moquegua y Santuario.

En la Figura 5.1 y la Figura 5.2 se muestra las zonas definidas y las lneas que las interconectan.


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ZONA 4

ZONA 3

ZONA 2

ZONA 1

San Jose 500 kV

Ocoa 500 kV

Moquegua

Santuario 138 kV

Socabaya 220 kV

Tintaya 220 kV

Cotaruse 220 kV

Poroma 500 kV

Puno 220 kVCallalli 138 kV

Mantaro 220 kVTrujillo 220 kVTrujillo 500 kV

Guadalupe 220 kV

La Nia 500 kV

L - 5036L - 5034

L -

20

30

L -

10

20

L -

20

23

L -

20

22

L - 2052

L - 2051

L -

20

34

L -

20

35

L -

50

10

DIg

SIL

EN

T

Figura 5.1 Zonas del SEIN para el ERACMF (Avenida 2015)

ZONA 4

ZONA 3

ZONA 2

ZONA 1

San Jose 500 kV

Ocoa 500 kV

Abancay 220 kV

Suriray 220 kV

Moquegua

Santuario 138 kV

Socabaya 220 kV

Tintaya 220 kV

Cotaruse 220 kV

Poroma 500 kV

Puno 220 kVCallalli 138 kV

Mantaro 220 kVTrujillo 220 kVTrujillo 500 kV

Guadalupe 220 kV

La Nia 500 kV

L - 5036L - 5034

Co

taru

se

- S

uri

ray

Co

taru

se

- A

ba

nc

ay

L -

20

30

L -

10

20

L -

20

23

L -

20

22

L - 2052

L - 2051

L -

20

34

L -

20

35

L -

50

10

DIg

SIL

EN

T

Figura 5.2 Zonas del SEIN para el ERACMF (Estiaje 2015)


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En el Anexo 2, se indica la relacin de subestaciones de alta tensin pertenecientes a cada zona, de acuerdo al Formato 01 del Procedimiento de OSINERGMIN. 6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANLISIS 6.1 Modelo Dinmico del SEIN En las simulaciones de estabilidad realizadas en el presente Estudio, se ha utilizado el Modelo Dinmico del SEIN (Modelo) disponible en el programa Power Factory. Se ha utilizado la versin 15.1.4 de dicho software. Se ha actualizado el Modelo, considerando las instalaciones que se han incorporado al SEIN durante el ao 2014 y los proyectos de generacin y transmisin que ingresarn hasta el periodo de estiaje del ao 2015. Dichos proyectos se presentan en el Anexo 3. Asimismo, los modelos estndar de los reguladores de velocidad fueron reemplazados con ediciones ms recientes de los mismos, disponibles en las ltimas versiones del programa Power Factory. Conforme a las premisas indicadas en (4.1), en el Modelo se activaron los reguladores de velocidad de todas las unidades de generacin hidrulica, pertenecientes a centrales con potencias mayores a 10 MW. Asimismo, se ajustaron los parmetros equivalentes al estatismo permanente de 5% en cada regulador de velocidad, segn su modelo estndar. Tambin, se ajustaron los parmetros de los reguladores de velocidad de forma tal que, en las simulaciones, la potencia entregada por las unidades de generacin no se estabilice en ningn caso por encima de la potencia efectiva de la unidad. 6.2 Escenarios base Los anlisis han sido desarrollados en escenarios esperados de avenida y estiaje del ao 2015, en condiciones de demanda mxima, media y mnima de un da de semana, segn se muestra en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1 Nomenclatura de los escenarios base

ESCENARIO PERIODO

HIDROLGICO CONDICIN DE

DEMANDA

AVE2015MAX Avenida 2015 Mxima

AVE2015MED Avenida 2015 Media

AVE2015MIN Avenida 2015 Mnima

EST2015MAX Estiaje 2015 Mxima

EST2015MED Estiaje 2015 Media

EST2015MIN Estiaje 2015 Mnima

La demanda (incluyendo prdidas) para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN, correspondiente a los escenarios de anlisis, se muestra en la Tabla 6.2.


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Tabla 6.2 Demanda incluyendo prdidas

ESCENARIO REA CENTRO REA NORTE REA SUR

TOTAL SEIN

MW MW MW MW

AVE2015MAX 4028 968 1191 6187

AVE2015MED 4118 926 1102 6146

AVE2015MIN 2976 739 1013 4728

EST2015MAX 4045 969 1320 6334

EST2015MED 4007 897 1167 6071

EST2015MIN 2941 704 1145 4789

Los despachos utilizados en los escenarios de anlisis se presentan en el Anexo 4. Estos se basan en despachos econmicos esperados, correspondientes a semanas tpicas de febrero y agosto del ao 2015, obtenidos con el modelo NCP. Conforme a las premisas indicadas en (4.1), los despachos econmicos fueron obtenidos teniendo en cuenta la reserva de 2%. En los escenarios, se consider el despacho a mnima carga de la unidad TV4 de la central Ilo, por tensin; tambin se despach la central Tarapoto por tensin.

Cabe precisar que, de acuerdo al PR-21, la reserva asignada para RPF constituye un conjunto de restricciones en el despacho econmico que toman la siguiente forma:

En tal sentido, el efecto de asignar este porcentaje de reserva en el despacho econmico es reducir las potencias mximas con las cuales pueden ser despachadas las unidades de generacin. Dada la desigualdad, las potencias generadas pueden ser an menores y en consecuencia la reserva puede ser mayor que lo que aparenta el porcentaje asignado, ya que puede haber centrales despachadas con baja carga, por ejemplo, en estiaje o en presencia de congestiones. En la Tabla 6.3, se presentan la reserva rotante resultante en los escenarios base, considerando como potencias mximas a las potencias efectivas.

Tabla 6.3 Reserva rotante

ESCENARIO TOTAL

SOLO CENTRALES HIDRULICAS

MW MW

AVE2015MAX 476 195

AVE2015MED 590 225

AVE2015MIN 1246 352

EST2015MAX 592 412

EST2015MED 620 439

EST2015MIN 841 615


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7. DEFINICIN DE LOS ESQUEMAS Para definir los Esquemas de Rechazo Automtico de Carga y Desconexin Automtica de Generacin del ao 2015, se han hecho simulaciones dinmicas de desconexin de unidades de generacin y de lneas de interconexin, considerando los esquemas vigentes y evaluando la necesidad de modificar estos. Dichas simulaciones y sus resultados se presentan ordenados de la siguiente manera:

En el numeral 8, se analiza la actuacin del ERACMF ante la desconexin de diversas unidades y centrales de generacin, incluyendo el caso de desconexin de todas las centrales de generacin instaladas en la subestacin Chilca REP.

En el numeral 9, se analiza la estabilidad de frecuencia del rea Operativa Sur del SEIN ante la desconexin de las lneas de interconexin Centro-Sur, provocando separacin de reas; se ve las posibilidades que tiene el ERACMF para evitar un colapso por frecuencia en dicha rea.

En el numeral 10, se analiza la actuacin del EDAGSF en el rea Centro-Norte ante la desconexin de las lneas de interconexin Centro-Sur, provocando separacin de reas.

En el numeral 11, se analizan contingencias en lneas de la interconexin Centro-Sur y se evala la necesidad de implementar un ERACMT en el rea Sur.

8. ACTUACIN DEL ERACMF ANTE LA DESCONEXIN DE UNIDADES DE

GENERACIN Se ha verificado el comportamiento del ERACMF del SEIN ante la desconexin de diversas unidades y centrales de generacin, cuyas potencias despachadas en todos o algunos de los escenarios base sean superiores a 150 MW. Dichas desconexiones se presentan en la Tabla 8.1.

Tabla 8.1 Desconexiones de unidades de generacin

ESCENARIO UNIDADES DESCONECTADAS

AVE2015MAX-DG01 TG1 TERMOCHILCA

AVE2015MAX-DG02 TG3 KALLPA AVE2015MAX-DG03 CH HUINCO

AVE2015MAX-DG04 TG1 FNIX

AVE2015MAX-DG05 CH PLATANAL

AVE2015MAX-DG06 TG1 CHILCA AVE2015MAX-DG07 SANTA ROSA TG8

AVE2015MAX-DG08 CH RESTITUCIN

AVE2015MAX-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI

AVE2015MAX-DG10 CH CAN DEL PATO AVE2015MAX-DG11 CT VENTANILLA

AVE2015MAX-DG12 CT KALLPA

AVE2015MAX-DG13 CT FNIX

AVE2015MAX-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA AVE2015MAX-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO

AVE2015MAX-DG16 CH MANTARO

AVE2015MAX-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL

AVE2015MAX-DG18 CT CHILCA AVE2015MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN


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8.1 Resultados En las tablas siguientes, se presenta los resultados de las simulaciones indicando:

Las frecuencias mnima y final obtenidas.

La ltima etapa activada del ERACMF (hasta la etapa 6), precisando si se activ la derivada y si se activ la etapa 7 (reposicin).

La magnitud de carga rechazada por activacin del ERACMF.

El incremento en la potencia generada, al final de la simulacin, por actuacin de la Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF).


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Tabla 8.2 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2015MAX


POR FALLA

PRDIDA DE GENERACIN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

LTIMA ETAPA DEL ERACMF ACTIVADA FRECUENCIA EN SAN JUAN

MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIN DE LA

DERIVADA DE FRECUENCIA

MNIMA FINAL

AVE2015MAX-DG01 TG1 TERMOCHILCA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

AVE2015MAX-DG02 TG3 KALLPA 182 -- 131 -- -- -- -- -- -- 59.51 59.71 AVE2015MAX-DG03 CH HUINCO 170 -- 98 -- -- -- -- -- -- 59.63 59.77 AVE2015MAX-DG04 TG1 FNIX 171 -- 126 -- -- -- -- -- -- 59.53 59.72 AVE2015MAX-DG05 CH PLATANAL 218 -- 154 -- -- -- -- -- -- 59.36 59.61 AVE2015MAX-DG06 TG1 CHILCA 172 -- 127 -- -- -- -- -- -- 59.53 59.72 AVE2015MAX-DG07 SANTA ROSA TG8 155 -- 116 -- -- -- -- -- -- 59.58 59.76 AVE2015MAX-DG08 CH RESTITUCIN 211 -- 145 -- -- -- -- -- -- 59.40 59.64 AVE2015MAX-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI 245 -- 171 -- -- -- -- -- -- 59.28 59.56 AVE2015MAX-DG10 CH CAN DEL PATO 259 -- 176 -- -- -- -- -- -- 59.26 59.55 AVE2015MAX-DG11 CT VENTANILLA 453 232 167 1 1 1 1 -- -- 58.96 59.55

AVE2015MAX-DG12 CT KALLPA 831 634 190 3 3 3 2 -- S 58.76 59.48 AVE2015MAX-DG13 CT FNIX 526 581 23 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.98

AVE2015MAX-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA 526 581 23 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.98

AVE2015MAX-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 325 232 60 1 1 1 1 -- -- 58.99 59.75

AVE2015MAX-DG16 CH MANTARO 637 581 66 2 2 2 2 -- -- 58.87 59.67 AVE2015MAX-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1049 939 143 3 3 4 3 -- S 58.79 59.47

AVE2015MAX-DG18 CT CHILCA 794 652 149 3 3 1 1 -- S 58.99 59.34

AVE2015MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 848 935 -- 3 3 3 3 -- S 58.73 60.01

N/D: Unidad o central no despachada


29 de 68

Tabla 8.3 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2015MED


POR FALLA

PRDIDA DE GENERACIN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIN DE LA


MNIMA FINAL

AVE2015MED-DG01 TG1 TERMOCHILCA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

AVE2015MED-DG02 TG3 KALLPA 175 -- 118 -- -- -- -- -- -- 59.37 59.55 AVE2015MED-DG03 CH HUINCO 170 -- 88 -- -- -- -- -- -- 59.51 59.58 AVE2015MED-DG04 TG1 FNIX 171 -- 117 -- -- -- -- -- -- 59.38 59.55 AVE2015MED-DG05 CH PLATANAL 218 -- 133 -- -- -- -- -- -- 59.07 59.31 AVE2015MED-DG06 TG1 CHILCA 172 -- 118 -- -- -- -- -- -- 59.37 59.55 AVE2015MED-DG07 SANTA ROSA TG8 196 -- 132 -- -- -- -- -- -- 59.24 59.45 AVE2015MED-DG08 CH RESTITUCIN 211 -- 125 -- -- -- -- -- -- 59.15 59.36 AVE2015MED-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI 245 232 42 1 1 1 1 -- -- 59.00 59.95

AVE2015MED-DG10 CH CAN DEL PATO 259 232 47 1 1 1 1 -- -- 59.00 59.93

AVE2015MED-DG11 CT VENTANILLA 365 232 103 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.58

AVE2015MED-DG12 CT KALLPA 801 839 58 3 3 3 3 -- S 58.58 59.95 AVE2015MED-DG13 CT FNIX 526 579 29 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.98

AVE2015MED-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA 526 579 29 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.98

AVE2015MED-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 366 232 84 1 1 1 1 -- -- 58.96 59.51

AVE2015MED-DG16 CH MANTARO 632 579 73 2 2 2 2 -- -- 58.85 59.60 AVE2015MED-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1019 925 131 3 3 3 3 -- S 58.78 59.38

AVE2015MED-DG18 CT CHILCA 794 802 90 3 3 1 1 S S 58.90 59.78

AVE2015MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 843 925 8 3 3 3 3 -- S 58.75 60.00



30 de 68

Tabla 8.4 Desconexin de unidades de generacin en escenario AVE2015MIN


POR FALLA

PRDIDA DE GENERACIN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIN DE LA


MNIMA FINAL

AVE2015MIN-DG01 TG1 TERMOCHILCA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

AVE2015MIN-DG02 TG3 KALLPA 170 -- 135 -- -- -- -- -- -- 59.48 59.79

AVE2015MIN-DG03 CH HUINCO 242 -- 176 -- -- -- -- -- -- 59.28 59.68

AVE2015MIN-DG04 TG1 FNIX 124 -- 103 -- -- -- -- -- -- 59.62 59.87 AVE2015MIN-DG05 CH PLATANAL 218 -- 168 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.71

AVE2015MIN-DG06 TG1 CHILCA 102 -- 87 -- -- -- -- -- -- 59.69 59.90

AVE2015MIN-DG07 SANTA ROSA TG8 138 -- 115 -- -- -- -- -- -- 59.57 59.84

AVE2015MIN-DG08 CH RESTITUCIN 112 -- 90 -- -- -- -- -- -- 59.66 59.89 AVE2015MIN-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI 244 -- 188 -- -- -- -- -- -- 59.21 59.65

AVE2015MIN-DG10 CH CAN DEL PATO 219 -- 154 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.67

AVE2015MIN-DG11 CT VENTANILLA 343 178 141 1 1 1 1 -- -- 58.93 59.78

AVE2015MIN-DG12 CT KALLPA 510 444 85 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.92 AVE2015MIN-DG13 CT FNIX 382 178 172 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.68

AVE2015MIN-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA 382 178 172 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.68

AVE2015MIN-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 380 178 159 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.70

AVE2015MIN-DG16 CH MANTARO 530 444 82 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.83 AVE2015MIN-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 728 522 193 2 3 2 2 -- S 58.87 59.63

AVE2015MIN-DG18 CT CHILCA 474 362 117 2 2 2 2 -- -- 58.90 59.81

AVE2015MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 641 444 122 2 2 2 2 -- -- 55.68 59.39



31 de 68

Tabla 8.5 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2015MAX


POR FALLA

PRDIDA DE GENERACIN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIN DE LA


MNIMA FINAL

EST2015MAX-DG01 TG1 TERMOCHILCA 205 -- 162 -- -- -- -- -- -- 59.44 59.71

EST2015MAX-DG02 TG3 KALLPA 186 -- 144 -- -- -- -- -- -- 59.52 59.75

EST2015MAX-DG03 CH HUINCO 163 -- 97 -- -- -- -- -- -- 59.68 59.84

EST2015MAX-DG04 TG1 FNIX 171 -- 137 -- -- -- -- -- -- 59.55 59.77 EST2015MAX-DG05 CH PLATANAL 218 -- 169 -- -- -- -- -- -- 59.38 59.68

EST2015MAX-DG06 TG1 CHILCA 171 -- 138 -- -- -- -- -- -- 59.54 59.76

EST2015MAX-DG07 SANTA ROSA TG8 196 -- 156 -- -- -- -- -- -- 59.47 59.72

EST2015MAX-DG08 CH RESTITUCIN 211 -- 158 -- -- -- -- -- -- 59.43 59.70 EST2015MAX-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI 212 -- 159 -- -- -- -- -- -- 59.41 59.67

EST2015MAX-DG10 CH CAN DEL PATO 129 -- 102 -- -- -- -- -- -- 59.67 59.85

EST2015MAX-DG11 CT VENTANILLA 466 238 187 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.62

EST2015MAX-DG12 CT KALLPA 849 960 -- 3 3 3 3 -- S 58.79 60.01 EST2015MAX-DG13 CT FNIX 523 238 246 1 1 1 1 -- -- 58.93 59.47

EST2015MAX-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA 728 594 173 2 2 2 2 -- -- 58.83 59.66

EST2015MAX-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 359 -- 221 -- -- -- -- -- -- 59.06 59.42

EST2015MAX-DG16 CH MANTARO 636 594 85 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.87 EST2015MAX-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1066 965 161 3 3 3 3 -- S 58.77 59.68

EST2015MAX-DG18 CT CHILCA 792 630 200 2 3 2 2 -- S 58.84 59.60

EST2015MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 847 965 -- 3 3 3 3 -- S 58.75 60.03


32 de 68

Tabla 8.6 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2015MED


POR FALLA

PRDIDA DE GENERACIN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIN DE LA


MNIMA FINAL

EST2015MED-DG01 TG1 TERMOCHILCA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2015MED-DG02 TG3 KALLPA 186 -- 156 -- -- -- -- -- -- 59.45 59.79

EST2015MED-DG03 CH HUINCO 163 -- 118 -- -- -- -- -- -- 59.58 59.83

EST2015MED-DG04 TG1 FNIX 171 -- 147 -- -- -- -- -- -- 59.49 59.80 EST2015MED-DG05 CH PLATANAL 218 -- 184 -- -- -- -- -- -- 59.30 59.72

EST2015MED-DG06 TG1 CHILCA 171 -- 149 -- -- -- -- -- -- 59.48 59.80

EST2015MED-DG07 SANTA ROSA TG8 196 -- 172 -- -- -- -- -- -- 59.38 59.76

EST2015MED-DG08 CH RESTITUCIN 211 -- 173 -- -- -- -- -- -- 59.34 59.74 EST2015MED-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI 209 -- 173 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.72

EST2015MED-DG10 CH CAN DEL PATO 121 -- 102 -- -- -- -- -- -- 59.65 59.88

EST2015MED-DG11 CT VENTANILLA 466 229 215 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.64

EST2015MED-DG12 CT KALLPA 849 671 208 2 3 2 2 -- S 58.85 59.66 EST2015MED-DG13 CT FNIX 523 572 26 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.99

EST2015MED-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA 523 572 26 2 2 2 2 -- -- 58.89 59.99

EST2015MED-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 359 229 117 1 1 1 1 -- -- 58.99 59.81

EST2015MED-DG16 CH MANTARO 636 573 101 2 2 2 2 -- -- 58.86 59.86 EST2015MED-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1066 921 201 3 3 3 3 -- S 58.77 59.67

EST2015MED-DG18 CT CHILCA 792 637 211 3 3 1 1 -- S 58.99 59.65 EST2015MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 847 921 5 3 3 3 3 -- S 58.71 60.00



33 de 68

Tabla 8.7 Desconexin de unidades de generacin en escenario EST2015MIN


POR FALLA

PRDIDA DE GENERACIN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIN DE LA


MNIMA FINAL

EST2015MIN-DG01 TG1 TERMOCHILCA N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2015MIN-DG02 TG3 KALLPA 186 -- 150 -- -- -- -- -- -- 59.42 59.78

EST2015MIN-DG03 CH HUINCO 104 -- 71 -- -- -- -- -- -- 59.72 59.89

EST2015MIN-DG04 TG1 FNIX 171 -- 138 -- -- -- -- -- -- 59.47 59.80 EST2015MIN-DG05 CH PLATANAL N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2015MIN-DG06 TG1 CHILCA 171 -- 140 -- -- -- -- -- -- 59.46 59.80

EST2015MIN-DG07 SANTA ROSA TG8 196 -- 161 -- -- -- -- -- -- 59.38 59.76

EST2015MIN-DG08 CH RESTITUCIN 184 -- 139 -- -- -- -- -- -- 59.42 59.77 EST2015MIN-DG09 CH YUNCN + CH YAUPI 17 -- 15 -- -- -- -- -- -- 59.94 59.98

EST2015MIN-DG10 CH CAN DEL PATO N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2015MIN-DG11 CT VENTANILLA 466 180 241 1 1 1 1 -- -- 58.92 59.63

EST2015MIN-DG12 CT KALLPA 849 730 144 3 3 3 3 -- S 58.19 59.78 EST2015MIN-DG13 CT FNIX 523 449 99 2 2 2 2 -- -- 58.87 59.86

EST2015MIN-DG14 CT FNIX + TG1 TERMOCHILCA 523 449 99 2 2 2 2 -- -- 58.87 59.86

EST2015MIN-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 300 -- 225 -- -- -- -- -- -- 59.08 59.61

EST2015MIN-DG16 CH MANTARO 527 449 78 2 2 2 2 -- -- 58.87 59.84 EST2015MIN-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 849 730 144 3 3 3 3 -- S 58.19 59.78

EST2015MIN-DG18 CT CHILCA 792 571 230 3 3 2 2 -- S 58.86 59.65

EST2015MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIN 710 733 11 3 3 3 3 -- S 58.68 59.99



34 de 68

Como ejemplo, en la Figura 8.1, se muestra las grficas de la evolucin de la frecuencia en el caso de la desconexin de generacin ms crtica, que corresponde a la desconexin de las centrales Kallpa y Platanal.

90.0071.9853.9635.9417.92-0.100 [s]

60.20

59.90

59.60

59.30

59.00

58.70

SJNLS\SANJUAN_220A: Electrical Frequency in Hz






89.880 s59.376 Hz

89.958 s59.772 Hz

2.996 s58.763 Hz

3.281 s58.869 Hz

Estudio de Rechazo Automtica de Carga/Generacin 2015 RESUMEN

Desconexin de las centrales Kallpa y Platanal

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 8.1 Comportamiento de la frecuencia ante la desconexin de las centrales Kallpa y

Platanal

8.2 Anlisis de los resultados La recuperacin de la frecuencia es satisfactoria. Como se aprecia, ante eventos de desconexin de generacin, el ERACMF se activara solamente hasta la etapa 3 (considerando como peor evento la desconexin simultnea de las centrales Kallpa y Platanal). La activacin de un menor nmero de etapas del ERACMF, respecto a los resultados obtenidos en estudios anteriores, se debe al mejor desempeo y mayor aporte de la Regulacin Primaria de Frecuencia (ver 4.1 y 6.2). Es decir, segn estos resultados, los rechazos de carga asignados a las etapas 4, 5 y 6 del ERACMF de la Zona 2 ya no seran necesarios. No puede decirse lo mismo de las otras zonas (que son importadoras de energa) porque podra necesitarse el rechazo de estas etapas en situaciones de mantenimiento de equipos de transmisin. No obstante lo dicho anteriormente, no sera prudente retirar las etapas 4, 5 y 6 del ERACMF de la Zona 2, sin antes haber acumulado suficiente evidencia de que la respuesta de las unidades de generacin del SEIN ante eventos de frecuencia se adeca a las exigencias del PR-21. Por lo sealado, se recomienda mantener los ajustes vigentes del ERACMF.


35 de 68

9. DESCONEXIN DE LAS LNEAS DE INTERCONEXIN CENTRO-SUR (SEPARACIN DE REAS)

9.1 Cobertura de la demanda del rea Sur Las figuras 9.1, 9.2, 9.3 y 9.4 muestran en qu proporciones la demanda del rea Sur sera atendida con generacin local y con potencia importada a travs de las lneas de interconexin Centro-Sur, en semanas representativas de avenida y estiaje del ao 2015, de acuerdo a los despachos econmicos esperados.

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

SB

AD

O

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

DO

MIN

GO

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

LUN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MA

RT

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MI

RC

OLE

S

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

JUEV

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

VIE

RN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MW

REA SUR

IMPORTACIN GENERACIN LOCAL

Figura 9.1 Cobertura de la demanda del rea Sur en la avenida del 2015 (MW)


36 de 68

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

SB

AD

O

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

DO

MIN

GO

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

LUN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MA

RTE

S

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MI

RC

OLE

S

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

JUEV

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

VIE

RN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

%

REA SUR


Figura 9.2 Cobertura de la demanda del rea Sur en la avenida del 2015 (%)

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

SB

AD

O

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

DO

MIN

GO

05

:00

09

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13

:00

17

:00

21

:00

LUN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MA

RTE

S

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MI

RC

OLE

S

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

JUEV

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

VIE

RN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21

:00

MW

REA SUR


Figura 9.3 Cobertura de la demanda del rea Sur en el estiaje del 2015 (MW)


37 de 68

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

SB

AD

O

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13

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17

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21

:00

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09

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17

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21:

00

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ES

05

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S

05

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17:

00

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21

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05

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RN

ES

05

:00

09

:00

13

:00

17

:00

21:

00

%

REA SUR


Figura 9.4 Cobertura de la demanda del rea Sur en el estiaje del 2015 (%)

Como se aprecia, el rechazo de carga disponible en las seis primeras etapas del ERACMF vigente en esta rea (52%) no sera suficiente en todos los casos para restablecer el balance generacin-carga en el rea Sur si todas las lneas de interconexin Centro-Sur llegaran a desconectar. Esto es especialmente cierto en el periodo de estiaje del ao 2015, en el cual las potencias importadas por el rea Sur seran mayores que en el periodo de avenida del mismo ao. En teora, se tendra que incrementar el rechazo total disponible en el rea Sur hasta cerca del 70 %, con una importante componente de derivada, para que el sistema no colapse por frecuencia. 9.2 Actuacin del ERACMF ante la desconexin de las lneas de interconexin

Centro-Sur Al ser la desconexin de todas las lneas de interconexin Centro-Sur el evento que provoca las menores frecuencias en el SEIN (con las peores consecuencias), se ha analizado el comportamiento del ERACMF ante esta contingencia. Las potencias transmitidas hacia el rea Sur, en los escenarios base, se presentan en la Tabla 9.1.


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Tabla 9.1 Flujos por las lneas de interconexin Centro-Sur en los escenarios base

ESCENARIO

FLUJO POR LAS LNEAS MANTARO-COTARUSE

(EN COTARUSE)

FLUJO POR LA LNEA OCOA-SAN JOS

(EN SAN JOS) TOTAL

MW MW MW

AVE2015MAX 391 347 738

AVE2015MED 326 266 592

AVE2015MIN 330 311 641

EST2015MAX 463 458 921

EST2015MED 374 326 700

EST2015MIN 401 449 850

Para analizar este evento, se dej uno de los circuitos Mantaro-Cotaruse fuera de servicio y se simul la desconexin por falla del circuito paralelo y la desconexin de un circuito de la lnea Chilca-Poroma-Ocoa-Montalvo. 9.3 Resultados En la Tabla 9.2 se presentan los resultados de las simulaciones de separacin del rea Sur del resto del SEIN. Los casos de prdida de sincronismo se manifiestan entre las centrales Machupicchu, Machupicchu II y Santa Teresa contra el resto de unidades del rea Sur.

Tabla 9.2 Resultados

ESCENARIO RESULTADO

AVE2015MAX Prdida de sincronismo

AVE2015MED Prdida de sincronismo

AVE2015MIN Prdida de sincronismo

EST2015MAX Colapso por frecuencia

EST2015MED Colapso por frecuencia

EST2015MIN Colapso por frecuencia

9.4 Anlisis de los resultados Los casos de prdida de sincronismo se presentan en los escenarios de avenida, periodo en el cual las centrales Machupicchu, Machupicchu II y Santa Teresa evacan su generacin a travs de la subestacin Machupicchu en 138 kV, la cual es una zona complicada del SEIN desde el punto de vista de la estabilidad angular. El ERACMF poco o nada puede hacer ante una situacin de inestabilidad angular. No se observa prdida de sincronismo en los escenarios de estiaje, periodo en el cual la central Santa Teresa se conecta a la subestacin Suriray en 220 kV y la potencia evacuada a travs de la subestacin Machupicchu se reduce. El colapso por frecuencia en el periodo de estiaje era de esperarse porque el rechazo de carga disponible en el rea Sur es inferior a la importacin resultante del despacho econmico. Sin embargo, se descarta la posibilidad de incrementar el ERACMF en el rea Sur por las siguientes razones:


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El rechazo total en el rea Sur tendra que aumentar a cerca del 70% de su demanda, con una importante componente de derivada. Un esquema as sera muy complicado de implementar para las distribuidoras y usuarios libres del rea Sur.

An si se implementara un esquema como el descrito, en eventos de esta envergadura pueden desconectar unidades de generacin por actuacin de protecciones propias, incluyendo las que no son de mnima frecuencia, agravando la inestabilidad de frecuencia. Esto se ha visto en algunos eventos, en los cuales desconectaron unidades de generacin por actuaciones, debidas o indebidas, de protecciones que no eran de mnima frecuencia, excediendo las hiptesis de falla para las cuales haba sido diseado el ERACMF del rea Sur originalmente. Para esas desconexiones adicionales, un esquema de 70% de rechazo de carga seguira siendo insuficiente.

An si se implementara un esquema como el descrito, las unidades del rea Sur pueden perder sincronismo sin que la frecuencia colapse. Esta inestabilidad de tipo angular, no la puede evitar un ERACMF.

An si se implementara un esquema como el descrito, no hubiera prdida de sincronismo y la frecuencia se recuperara, las sobretensiones permanentes en el rea Sur que se originaran por el rechazo de carga seran considerables; en tal situacin, las sobretensiones podran superar la tensin mxima de servicio de los equipos, deteriorando su vida til.

Actualmente, el riesgo de separacin del rea Sur del resto del SEIN se da en casos de mantenimiento de algunas de las lneas de interconexin Centro-Sur. La medida pertinente para evitar la prdida de sincronismo o el colapso por frecuencia en tales condiciones es limitar la potencia transmitida al rea Sur. El COES establece lmites de transmisin en otros estudios. Por lo tanto, el ERACMF de las Zonas 3 y 4 se mantendr, en caso de requerirse

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Estudio de Racg 2015 Informe Final