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Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2015 INFORME PRELIMINAR

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INFORME PRELIMINAR

COES/DP/SNP-037-2014

“ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE

CARGA/GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2015”

Fecha Rev. Descripción Elaboró Revisó Aprobó

29.08.2014 0 Informe preliminar

JOC / ERC / RZC

RZC

RRA


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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 4

2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES .................................................... 5

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes .................................. 5 2.1.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) vigente .................................................................................................... 5 2.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente .................................................................................................... 6 2.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) vigente 7

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

3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2014” ........................................................ 14

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

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

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

4.1 Regulación Primaria de Frecuencia ............................................................. 17

4.2 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión ............. 18

5. DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN ............................................................... 18

6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS ......................................... 20

6.1 Modelo Dinámico del SEIN ........................................................................... 20

6.2 Escenarios base ............................................................................................ 20

7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS ........................................................................ 22

8. ACTUACIÓN DEL ERACMF ANTE LA DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE GENERACIÓN ............................................................................................................... 22

8.1 Resultados ..................................................................................................... 23

8.2 Análisis de los resultados ............................................................................ 30

9. DESCONEXIÓN DE LAS LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR (SEPARACIÓN DE ÁREAS) .......................................................................................... 31

9.1 Cobertura de la demanda del Área Sur ........................................................ 31

9.2 Actuación del ERACMF ante la desconexión de las líneas de interconexión Centro-Sur ................................................................................................................. 33

9.3 Resultados ..................................................................................................... 34



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10. ACTUACIÓN DEL EDAGSF ANTE LA DESCONEXIÓN DE LAS LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR (SEPARACIÓN DE ÁREAS) ................................... 35

10.1 Resultados ..................................................................................................... 36


11. DESCONEXIÓN DE LÍNEAS DE LA INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR SIN SEPARACIÓN DE ÁREAS ............................................................................................. 37

11.1 Desconexión por fallas simultáneas de L-2051 y L-2052 ............................ 37

11.2 Desconexión por falla de L-5032 .................................................................. 38




11.6 Desconexión por falla de L-5037, estando fuera de servicio una línea Mantaro-Cotaruse. .................................................................................................... 42


12. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN PROPUESTOS PARA EL AÑO 2015 ............................................................................. 44

12.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) para el año 2015 ...................................................................................... 44

12.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobre-frecuencia (EDAGSF) para el año 2015 ................................................................... 46

12.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) para el año 2015 ...................................................................................... 46

13. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 46

ANEXO 1 ........................................................................................................................ 48

ANEXO 2 ........................................................................................................................ 50

ANEXO 3 ........................................................................................................................ 51

ANEXO 4 ........................................................................................................................ 53

ANEXO 5 ........................................................................................................................ 54

REFERENCIAS .............................................................................................................. 56


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INFORME PRELIMINAR

1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados [1], el COES debe elaborar anualmente un estudio para establecer los esquemas de rechazo automático de carga para prever situaciones de inestabilidad. Asimismo, debe proponer un esquema de rechazo automático de generación por sobrefrecuencia. El presente informe, de carácter preliminar, se presenta para dar cumplimiento al “Procedimiento para supervisar la implementación y actuación de los esquemas de rechazo automático de carga y generación” [2], en adelante “Procedimiento de OSINERGMIN”, que textualmente indica lo siguiente: “6.2.1 Los esquemas a ser establecidos en el estudio RACG deben tomar como referencia el esquema RACG vigente durante el año de realización del estudio. El COES-SINAC presentará a las empresas integrantes del SEIN y al OSINERGMIN un Informe Preliminar que incluya como mínimo los siguientes aspectos:

- Evaluación de los esquemas de RACMF, RACMT, RAGSF propuestos en el estudio anterior, y vigentes durante el Año de Elaboración del nuevo Estudio.

- Revisión de las premisas del estudio anterior que definieron los esquemas de RACG vigentes.

- Definición de las premisas para la elaboración de los esquemas de RACG del Año en Estudio, diferenciando claramente las que se mantienen, de aquellas que requieren ser modificadas para mejorar los esquemas; y además, las premisas adicionales que considere conveniente.

- Definición de las Zonas del SEIN (Formato F01). - Definición de los esquemas de RACG propuestos para el Año en Estudio.

6.2.2 El COES-SINAC tiene plazo hasta el 31 de agosto del Año de Elaboración del Estudio para remitir a los integrantes del SEIN el Informe Preliminar del Estudio de RACG (...)”


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2. EVALUACIÓN DE LOS ESQUEMAS VIGENTES 2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación vigentes Las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes fueron determinadas en el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación - Año 2014 [3]. En las tablas siguientes, se indican estas especificaciones. 2.1.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia

(ERACMF) vigente

Tabla 2.1 ERACMF vigente de la Zona 1

Número 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 temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo de las subestaciones

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

(1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé 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 relé no permitiera ajustar la pendiente a -0.75 Hz/s, esta podrá ser ajustada a -0.7 Hz/s

RELES DE UMBRAL RELES DE DERIVADA


Número 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





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

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


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Número 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 temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro,

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


Número 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 Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente

Tabla 2.5 EDAGSF vigente

(Hz / s) (Hz) (s)

C.T. Aguaytía 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. Restitución G1 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 Gabán 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 último debería tener implementados los ajustes del grupo

especif icado.

CENTRAL UNIDAD

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

(Hz) (s)En condición AND


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2.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (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 subestación

(**) Medición en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarría (EDN)

2.2 Actuación de los esquemas vigentes En cumplimiento del numeral 6.4 del Procedimiento de OSINERGMIN, el COES evalúa la actuación de los esquemas vigentes en cada evento que los activa. Los resultados de dichas evaluaciones son informados al OSINERGMIN en los informes técnicos correspondientes a través de su Portal Integrado del Sistema de Información Técnica – GFE. A continuación, se presenta un resumen de los eventos en que se activaron estos esquemas durante el primer semestre del presente año. En los Informes Técnicos de Análisis de Eventos del COES, que publica en su portal web, puede encontrarse mayores detalles. Asimismo, se presenta una valoración de la actuación de los esquemas en dichos eventos. 2.2.1 Eventos en los cuales se activó el ERACMF

En la Tabla 2.7, se presenta la relación de eventos ocurridos hasta Julio del presente año 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 DESCRIPCIÓN FRECUENCIA

MÍNIMA (HZ)

ÚLTIMA ETAPA

ACTIVADA

DESCONEXIÓN ATRIBUIBLE AL

ERACMF (MW)

VALORACIÓN DE LA ACTUACIÓN DEL

ERACMF

03/01/2014 (09:55 h)

Desconexión de la línea de 138 kV L-1005 (Quencoro – Tintaya).

Se produjo la desconexión de la línea L-1005 con 8 MW (medidos en la SE Tintaya), formándose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexión se produjo por una falla monofásica, causada por descargas atmosféricas.

58,711 Etapa 3 por

derivada 8,1

El ERACMF actuó satisfactoriamente.


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FECHA DE OCURRENCIA


MÍNIMA (HZ)

ÚLTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

12/01/2014 (18:59 h)


Se produjo la desconexión de la línea L-1005 con 29,3 MW (medidos en la SE Tintaya), formándose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexión se produjo por la actuación de su protección de distancia ante una falla trifásica a tierra, que se habría originado por una descarga atmosférica.

58,734 Etapa 3 13,05 El ERACMF actuó

satisfactoriamente.

20/01/2014 (18:44 h)

Desconexión del Complejo Hidroeléctrico Mantaro.

Se produjo la desconexión de las CCHH Mantaro (450 MW) y Restitución (139 MW), debido al incremento de sedimentos en el túnel de aducción que causó el bloqueo de la válvula mariposa.

58,89 Etapas 2 y

7 358,5


20/01/2014 (18:58 h)

Desconexión de la línea L-5011 (Chilca CTM – Fénix) de 500 kV.

Se produjo la desconexión de la línea de 500 kV L-5011 (Chilca CTM – Fénix) con 114 MW (medidos en la SE Chilca CTM) por indeseada activación de su protección diferencial de corriente (87L).

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

26/01/2014 (17:46 h)

Desconexión de los reactores de las subestaciones Poroma, Ocoña y Montalvo.

Se produjo la desconexión de los reactores REL-5381, REL-5383, REL-5481, REL-5483 y REL-5681 de las líneas L-5034 (Poroma – Ocoña) y L-5036 (Ocoña – Montalvo) de 500 kV, y los reactores REB-5350 y REB-5450 de las barras de 500 kV de las subestaciones Poroma y Ocoña, durante las maniobras de conexión de las líneas L-5034 y L-5036, a través 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 área Centro, que activaron la derivada del ERACMF.

59,52 Etapa 3 por

derivada 110,03

Activación inesperada del ERACMF.


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FECHA DE OCURRENCIA


MÍNIMA (HZ)

ÚLTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

03/02/2014 (12:45 h)

Desconexión de la línea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa – Chavarría)

Se produjo la desconexión de la línea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa – Chavarría) debido a una falla monofásica. Luego, se produjo la desconexión de las líneas L-6943/L-6944 (Huarangal – Puente Piedra) de 60 kV en la S.E. Huarangal. Como consecuencia, se formó el sistema aislado Chavarría-Ventanilla con gran desbalance entre carga (771 MW) y generación (413 MW).

Colapso por frecuencia

- No determinado

El ERACMF no fue diseñado para evitar el colapso del área Chavarría-Ventanilla.

12/02/2014 (21:58 h)

Desconexión de las líneas 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 desconexión de las líneas L-1103/L-1104/L-1105 (Chimbote 1 – Huallanca) de 138 kV, debido a una falla monofásica en la línea L-1105, perdiéndose una inyección de potencia al SEIN de 213,62 MW.

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

18/02/2014 (15:43 h)

Desconexión 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 desconexión de la barra de 138 kV de la S.E. Huallanca, por activación de la función de protección de falla interruptor (50BF), perdiéndose una inyección de potencia al SEIN de 187,92 MW.

59,090 Etapa 7

solamente 14,88


21/02/2014 (19:00 h)


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

58,805 Etapas 3 y

7 14,46


22/02/2014 (19:07 h)

Desconexión de la unidad TG11 de la C.T. Fénix.

Se produjo la desconexión de la unidad TG11 de la C.T. Fénix (168 MW), por activación de su protección de domo de alta presión.

59,018 Etapas 1 y

7 47,23


24/02/2014 (10:26 h)

Desconexión 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 disminuyó su generación en 81,40 MW.

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

satisfactoriamente.


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FECHA DE OCURRENCIA


MÍNIMA (HZ)

ÚLTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

26/02/2014 (19:07 h)

Desconexión de las líneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) y de 500 kV L-5036 (Ocoña – Montalvo)

Se produjo la desconexión las líneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) debido a fallas bifásicas simultáneas. Luego desconectó la línea de 500 kV L-5036 (Ocoña – Montalvo) por la activación inadecuada de su protección diferencial de corriente (87L) de la SE Montalvo. Como consecuencia, el Área Operativa Sur se separó del resto del SEIN. Se presentaron oscilaciones inestables en el Área Sur. A continuación, desconectaron las líneas L-1008 (Callalli-Tintaya), L-2030 (Moquegua-Puno) y L-1006 (Tintaya-Ayaviri) formándose sistemas aislados. Las potencias transmitidas por las líneas 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 déficit de generación producido en el Área 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)

Activación del ERACMF en el sistema aislado Cusco - Abancay.

Se produjo la activación del ERACMF debido a la inadecuada regulación de frecuencia de la C.H. Machupicchu durante la operación del sistema aislado Cusco – Abancay.


satisfactoriamente.

22/03/2014 (05:51 h)

Desconexión de la C.T. Fénix.

Se produjo la desconexión de la unidad TG11 de la C.T. Fénix con 182 MW, debido a la actuación de su protección de sobretemperatura de vapor de alta presión del caldero HRSG11. Minutos antes, se había producido la desconexión las unidades TV10 y TG12 de la C.T. Fénix con 158 MW y 125 MW, respectivamente. La desconexión de la unidad TV provocó la desconexión de las otras unidades.


satisfactoriamente.


11 de 56

FECHA DE OCURRENCIA


MÍNIMA (HZ)

ÚLTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

24/03/2014 (19:47 h)


Se produjo la desconexión de la línea L-1005 con 18,2 MW (medidos en la SE Tintaya), formándose el sistema aislado Machupicchu-Abancay-Cachimayo-Dolorespata-Quencoro. Dicha desconexión se produjo por la activación indebida de la función de protección falla interruptor (50BF) de la línea L-1005 en la subestación Tintaya, durante un proceso de recierre monofásico en dicha línea.


satisfactoriamente.

26/03/2014 (06:27 h)

Desconexión de la C.T. Fénix.

Se produjo la desconexión de las unidades TG11 y TG12 de la CT Fénix, con 125 MW, debido a la actuación de la protección de sobre temperatura de vapor. Minutos antes, había desconectado la unidad TV10 de la C.T. Fénix con 152 MW, debido a la desconexión de las bombas de enfriamiento principal del condensador.

59,002 Etapa 1 116.98 El ERACMF actuó satisfactoriamente.

09/04/2014 (18:32 h)

Déficit de generación en el SEIN.

La frecuencia en el SEIN disminuyó por el déficit de generación ocasionado por la desconexión 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)

Desconexión de la línea L-2256 (Yanango – Pachachaca) de 220 kV.

Se produjo la desconexión de la línea de 220 kV L-2256 (Yanango – Pachachaca) con 192 MW (medidoS en la SE Yanango), debido a una falla monofásica.

59,063 Etapa 7

solamente 15,10


29/05/2014 (17:39 h)

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

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

59,060 Etapa 7

solamente 14,51



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FECHA DE OCURRENCIA


MÍNIMA (HZ)

ÚLTIMA ETAPA

ACTIVADA


ERACMF (MW)


ERACMF

06/06/2014 (03:38 h)

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

Se produjo la desconexión de la unidad TV de la C.T. Kallpa con 237,7 MW por la activación de su protección de sobretensión de neutro (59GN), causada por la falla en un transformador de tensión.


satisfactoriamente.

12/06/2014 (16:05 h)

Desconexión de la línea de 500 kV L-5036 (Ocoña-Montalvo).

Se produjo la desconexión indebida de la línea L-5036 (Ocoña - Montalvo) de 500 kV en la S.E. Montalvo, por la activación de la función de protección falla interruptor (50BF) del interruptor IN-5681 del reactor R-5681 de la S.E. Montalvo, provocando oscilaciones de potencia inestables en el Área Sur. Las potencias transmitidas por las líneas 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

Activación inesperada del ERACMF.

15/07/2014 (17:29 h)

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

Se produjo la desconexión de la unidad TV de la C.T. Kallpa, con 287,10 MW, debido a la activación de la protección de sobretensión del neutro del generador (59GN).


satisfactoriamente.

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

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

FECHA DE OCURRENCIA


MÁXIMA (HZ)

UNIDADES DESCONECTADAS POR ACTUACIÓN

DEL EDAGSF


EDAGSF

07/01/2014 (13:49 h)

Desconexión de las líneas de 138 kV L-1013 (San Gabán II- San Rafael) y L-1009 (Azángaro-San Rafael).

Se produjo la desconexión de las líneas L-1013 (San Gabán II- San Rafael) y L-1009 (Azángaro-San Rafael) de 138 kV, debido a fallas bifásicas simultáneas, causadas por descargas atmosféricas. Como

65,740 G1 de CH San

Gabán II El EDAGSF actuó

satisfactoriamente.


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FECHA DE OCURRENCIA


MÁXIMA (HZ)


DEL EDAGSF


EDAGSF

consecuencia, se formó el sistema aislado San Gabán-Mazuko-Puerto Maldonado.

03/02/2014 (12:45 h)

Desconexión de la línea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa – Chavarría)

Se produjo la desconexión de la línea de 220 kV L-2003 (Santa Rosa – Chavarría) debido a una falla monofásica. Luego, se produjo la desconexión de las líneas L-6943/L-6944 (Huarangal – Puente Piedra) de 60 kV en la S.E. Huarangal. Como consecuencia, el SEIN perdió la carga del sistema Chavarría-Ventanilla.

61,05 TG2 de CT Aguaytía

El EDAGSF actuó satisfactoriamente.

26/02/2014 (19:07 h)

Desconexión de las líneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) y de 500 kV L-5036 (Ocoña – Montalvo)

Se produjo la desconexión las líneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) debido a fallas bifásicas simultáneas. Luego desconectó la línea de 500 kV L-5036 (Ocoña – Montalvo) por la activación inadecuada de su protección diferencial de corriente (87L) de la SE Montalvo. Como consecuencia, el Área Operativa Sur se separó del resto del SEIN. Las potencias transmitidas por las líneas L-2053, L-2054 y L-5036 antes del evento fueron 172, 172 y 189 MW, respectivamente.

61,535

TG1 de CT Aguaytía, G4 de la CH Callahuanca, G2 de la CH Cahua, G1 y G2 de la CH Restitución


26/04/2014 (06:24 h)

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

Se produjo la desconexión de los autotransformadores MT1 y MT2 de 220/138/10 kV de la S.E. Moquegua con 208,54 MW por la activación de su protección diferencial de corriente durante una falla monofásica en

61,006 TG1 de CT Aguaytía



14 de 56

FECHA DE OCURRENCIA


MÁXIMA (HZ)


DEL EDAGSF


EDAGSF

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

2.2.3 Eventos en los cuales se activó el ERACMT No se registró ningún evento en el que se haya activado este esquema. 3. CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE

CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2014” Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN del año 2014, y que definieron las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes, pueden sintetizarse en lo siguiente: 3.1 Criterios para el diseño del ERACMF y del EDAGSF vigentes

Los esquemas de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF) y de desconexión automática de generación por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienen como finalidad prevenir el colapso del SEIN o de subsistemas aislados por frecuencia, al permitir que se restablezca el balance generación-carga a una frecuencia apropiada.

En concordancia con los límites de exposición a subfrecuencias y sobrefrecuencias de las turbinas de vapor [4, 5], las frecuencias finales luego de la actuación 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 operación a una frecuencia baja durante un tiempo suficientemente largo, provocando daños en las turbinas de vapor. Por lo tanto, luego de un evento de frecuencia y después de la actuación del ERACMF, el valor final alcanzado en la simulación debería estar próximo a 59,5 Hz. En la operación real, luego de un evento que comprometa la frecuencia, el sistema podría operar a este valor de frecuencia durante un cierto tiempo, sin transgredir su tiempo máximo de exposición, mientras que con la regulación secundaria se lleva la frecuencia al valor nominal.

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


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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 diseñado para proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dicha zona, en caso de desconectar por falla las líneas de 220 kV Trujillo-Guadalupe o Guadalupe-Chiclayo. Dichos esquemas fueron diseñados en el Estudio de RACG 2012 [6], cuando la línea Trujillo - Guadalupe era el único enlace de la Zona 1 con el resto del SEIN y estaba conformado por un solo circuito. Considerando la configuración actual, en la cual la Zona 1 se conecta al SEIN a través de las líneas paralelas (en torres separadas) de 220 kV L-2234/L-2235 (Trujillo - Guadalupe) y la línea de 500 kV (Trujillo - La Niña), es improbable la separación 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 transmisión en esta zona y riesgo de formación de un sistema aislado con déficit de generación.

El ERACMF de las Zonas 3 (zona al sureste del SEIN) y el ERACMF de la Zona 4 (zona al suroeste del SEIN) fueron diseñados para proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dichas zonas, en caso de desconectar por falla simultánea dos circuitos paralelos (en la misma torre) de las líneas de 220 kV L-2051/ L-2052/ L-2053/ L-2054 (Mantaro-Cotaruse-Socabaya), con posibles agravantes de separación física de las Áreas Sureste y Suroeste por oscilaciones y desconexión de las centrales de generación solar fotovoltaica. Dichos esquemas fueron diseñados en el Estudio de RACG 2013 [7], cuando la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya era la única línea de interconexión Centro-Sur. La eficacia de dichos esquemas estaba condicionada a la imposición de un límite de transmisión hacia el Área Operativa Sur, por estabilidad de frecuencia o por estabilidad angular. La razón era que el rechazo de carga disponible en esta área era equivalente a aproximadamente el 52% de la demanda en esta área, una magnitud muy considerable pero menor a los flujos transmitidos por despacho económico que podían llegar a abastecer el 70% de esa demanda; asimismo, un ERACMF no es útil ante una pérdida de sincronismo. Considerando la configuración actual, en la cual el Área Operativa Sur se conecta al SEIN a través de las líneas de doble circuito de 220 kV L-2051/ L-2052/ L-2053/ L-2054 (Mantaro-Cotaruse-Socabaya) y las líneas de 500 kV L-5032/ L-5034/ L-5036 (Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo) es menos probable la separación del Área 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 línea de 500 kV Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo o de las líneas de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya, con riesgo de que el Área Sur se separe del resto del SEIN.

El ERACMF de la Zona 2 (zona central del SEIN) se ha diseñado para proveer el rechazo complementario suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente el complejo de generación más grande del sistema con un despacho a plena carga. Este caso corresponde a la pérdida de la generación de las centrales Kallpa y Platanal, que están conectadas a la subestación Chilca REP. En circunstancias en que dichas centrales deban operar en la misma barra, una falla en esta última provocaría la salida de servicio de todos los grupos de generación.


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El umbral de la primera etapa debe permitir que, luego de un evento de pérdida de generación, 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 generación. 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 indicación de la NTCSE que admite una variación súbita de ±1 Hz.

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

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

Los esquemas zonales del ERACMF deben activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de pérdida de generación o, en el caso de formación de sistemas aislados, de pérdida 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 deberían exceder de 10% de sus valores nominales luego de la actuación del ERACMF.

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

3.2 Criterios para el diseño del ERACMT vigente

El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensión de dicha zona, que podría presentarse, luego de un evento severo, en un escenario de indisponibilidad simultánea de las centrales térmicas a gas de Lima y de copamiento de la capacidad de los enlaces de transmisión que vienen de las centrales hidroeléctricas Mantaro y Restitución.

El ERACMT debe activarse antes de que actúen las protecciones de distancia de las líneas involucradas en la zona afectada, por la caída de tensión, y antes de que desconecten los servicios auxiliares de las unidades de generación cercanas.

Las tensiones luego de la actuación del ERACMT deben permitir la sincronización de unidades de emergencia. Se considera 195 kV un valor crítico para este fin.

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


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El ERACMT no busca restituir las tensiones a sus valores de operación normal, sino proveer rápidamente un margen de seguridad mínimo al sistema afectado para que, a continuación, el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del SEIN adopte las acciones correctivas necesarias para que la tensión recupere los niveles operativos del estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga.

El umbral de ajuste de los relés de un ERACMT normalmente está comprendido en el rango de 0,88 p.u. a 0,90 p.u. de la tensión normal de operación. Para el caso de Lima, considerando una tensión de operación 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 tensión, el segundo escalón está normalmente ajustado 0,5 % debajo del primer escalón. 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 distribución que no sean despejadas rápidamente por los relés de sobrecorriente. Los ajustes de tiempo largos son apropiados, sin embargo introducen un pequeño riesgo de que el ERACMT no opere lo suficientemente rápido cuando las tensiones están cayendo rápidamente. Se puede señalar 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. REVISIÓN DE LAS PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO Las premisas del Estudio han sido revisadas en los aspectos que se detallan a continuación. 4.1 Regulación Primaria de Frecuencia El presente Estudio considera implementadas las mejoras en la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) del SEIN, que ha introducido el procedimiento del COES PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” [10] (vigente desde el 01.07.2014). Entre los aspectos más importantes del PR-21, puede mencionarse los siguientes:

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

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

Ante un evento que ocasione un déficit de generación, la potencia asignada a una unidad de generación 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 más; luego de este tiempo la potencia podrá bajar en 15% pero mantenerse durante 10 minutos más (a excepción 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 Zonas del SEIN para el ERACMF

El COES determina la reserva para la RPF haciendo un estudio técnico-económico. Las unidades de generación deben contar con equipos que registren continuamente

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

El COES evalúa el cumplimiento del servicio de RPF en estado estacionario y ante la desconexión de unidades de generación

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. 4.2 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión En el presente Estudio, se ha evaluado la necesidad de implementar un esquema de mínima tensión en el Área Sur del SEIN, ante contingencias de líneas de la interconexión Centro-Sur. 5. DEFINICIÓN 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 Niña y Guadalupe.

Zona 2: Zona central del SEIN comprendida entre las subestaciones de 500 kV y 220 kV Trujillo Nueva, Trujillo Norte, Campo Armiño 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 José, Cotaruse, Socabaya, Moquegua y Santuario.

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


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ZONA 4

ZONA 3

ZONA 2

ZONA 1

San Jose 500 kV

Ocoña 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 Niña 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

Ocoña 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 Niña 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 1, se indica la relación de subestaciones de alta tensión pertenecientes a cada zona, de acuerdo al Formato 01 del Procedimiento de OSINERGMIN. 6. MODELO UTILIZADO Y ESCENARIOS DE ANÁLISIS 6.1 Modelo Dinámico del SEIN En las simulaciones de estabilidad realizadas en el presente Estudio, se ha utilizado el Modelo Dinámico del SEIN (Modelo) disponible en el programa Power Factory. Se ha utilizado la versión 15.1.4 de dicho software. Se ha actualizado el Modelo, considerando las instalaciones que se han incorporado al SEIN durante el año 2014 y los proyectos de generación y transmisión que ingresarán hasta el periodo de estiaje del año 2015. Dichos proyectos se presentan en el Anexo 2. Asimismo, los modelos estándar de los reguladores de velocidad fueron reemplazados con versiones más recientes disponibles en las últimas 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 generación pertenecientes a centrales con potencias mayores a 10 MW, a excepción de los reguladores de las unidades turbovapor de los ciclos combinados; la razón de la excepción es que tales unidades no están aptas para la RPF, porque existe un retraso de algunos minutos en la salida de potencia de las unidades turbovapor respecto a las unidades turbogas, inherente a la operación de los ciclos combinados. Asimismo, se ajustaron los parámetros equivalentes al estatismo permanente de 5% en cada regulador de velocidad, según su modelo estándar. También, se ajustaron los parámetros de los reguladores de velocidad de forma tal que, en las simulaciones, la potencia entregada por las unidades de generación no se estabilice en ningún caso por encima de la potencia efectiva de la unidad. 6.2 Escenarios base Los análisis han sido desarrollados en escenarios esperados de avenida y estiaje del año 2015, en condiciones de demanda máxima, media y mínima de un día de semana, según se muestra en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1 Nomenclatura de los escenarios base

ESCENARIO PERIODO

HIDROLÓGICO CONDICIÓN DE

DEMANDA

AVE2015MAX Avenida 2015 Máxima

AVE2015MED Avenida 2015 Media

AVE2015MIN Avenida 2015 Mínima

EST2015MAX Estiaje 2015 Máxima

EST2015MED Estiaje 2015 Media

EST2015MIN Estiaje 2015 Mínima

La demanda a nivel de generación para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN, correspondiente a los escenarios de análisis, se muestra en la Tabla 6.2.


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Tabla 6.2 Demanda a nivel de generación

ESCENARIO ÁREA CENTRO ÁREA NORTE ÁREA SUR

TOTAL SEIN

MW MW MW MW

AVE2015MAX 4070 968 1149 6186

AVE2015MED 4156 926 1067 6149

AVE2015MIN 3012 739 978 4728

EST2015MAX 4145 968 1218 6331

EST2015MED 4099 897 1076 6072

EST2015MIN 3039 703 1047 4790

Los despachos utilizados en los escenarios de análisis se presentan en el Anexo 3. Estos se basan en despachos económicos esperados, correspondientes a semanas típicas de febrero y agosto del año 2015, obtenidos con el modelo NCP. Conforme a las premisas indicadas en (4.1), los despachos económicos fueron obtenidos teniendo en cuenta la reserva de 2%. En los escenarios, se consideró el despacho a mínima carga de la unidad TV4 de la central Ilo, por tensión; también se despachó la central Tarapoto por tensión.

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

En tal sentido, el efecto de asignar este porcentaje de reserva en el despacho económico es reducir las potencias máximas con las cuales pueden ser despachadas las unidades de generación. Dada la desigualdad, las potencias generadas pueden ser aún 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 máximas a las potencias efectivas.

Tabla 6.3 Reserva rotante

ESCENARIO TOTAL

SOLO CENTRALES QUE DEBEN PARTICIPAR DE LA RPF

MW MW (*)

AVE2015MAX 668 603

AVE2015MED 785 679

AVE2015MIN 1531 1276

EST2015MAX 1077 1024

EST2015MED 1157 1104

EST2015MIN 1287 1234

(*) Se excluyen las centrales de potencia menor a 10 kV y las unidades TV de los ciclos combinados


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7. DEFINICIÓN DE LOS ESQUEMAS Para definir los Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Desconexión Automática de Generación del año 2015, se han hecho simulaciones dinámicas de desconexión de unidades de generación y de líneas de interconexión, 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 actuación del ERACMF ante la desconexión de diversas unidades y centrales de generación, incluyendo el caso de desconexión de todas las centrales de generación instaladas en la subestación Chilca REP.

En el numeral 9, se analiza la estabilidad de frecuencia del Área Operativa Sur del SEIN ante la desconexión de las líneas de interconexión Centro-Sur, provocando separación de áreas; se ve las posibilidades que tiene el ERACMF para evitar un colapso por frecuencia en dicha área.

En el numeral 10, se analiza la actuación del EDAGSF en el Área Centro-Norte ante la desconexión de las líneas de interconexión Centro-Sur, provocando separación de áreas.

En el numeral 11, se analizan contingencias en líneas de la interconexión Centro-Sur y se evalúa la necesidad de implementar un ERACMT en el Área Sur.

8. ACTUACIÓN DEL ERACMF ANTE LA DESCONEXIÓN DE UNIDADES DE

GENERACIÓN Se ha verificado el comportamiento del ERACMF del SEIN ante la desconexión de diversas unidades y centrales de generación, 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 generación

ESCENARIO UNIDADES DESCONECTADAS

AVE2015MAX-DG01 TG1 TERMOCHILCA

AVE2015MAX-DG02 TG3 KALLPA AVE2015MAX-DG03 CH HUINCO

AVE2015MAX-DG04 TG1 FÉNIX

AVE2015MAX-DG05 CH PLATANAL

AVE2015MAX-DG06 TG1 CHILCA AVE2015MAX-DG07 SANTA ROSA TG8

AVE2015MAX-DG08 CH RESTITUCIÓN

AVE2015MAX-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI

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

AVE2015MAX-DG12 CT KALLPA

AVE2015MAX-DG13 CT FÉNIX

AVE2015MAX-DG14 CT FÉNIX + 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 RESTITUCIÓN


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

Las frecuencias mínima y final obtenidas.

La última etapa activada del ERACMF (hasta la etapa 6), precisando si se activó la derivada y si se activó la etapa 7 (reposición).

La magnitud de carga rechazada por activación del ERACMF.

El incremento en la potencia generada, al final de la simulación, por actuación de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).


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Tabla 8.2 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2015MAX


POR FALLA

PÉRDIDA DE GENERACIÓN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

ÚLTIMA ETAPA DEL ERACMF ACTIVADA FRECUENCIA EN SAN JUAN

MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIÓN DE LA

DERIVADA DE FRECUENCIA

MÍNIMA FINAL

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

AVE2015MAX-DG02 TG3 KALLPA 182 0 151 -- -- -- -- -- -- 59.68 59.84

AVE2015MAX-DG03 CH HUINCO 170 0 118 -- -- -- -- -- -- 59.78 59.9

AVE2015MAX-DG04 TG1 FÉNIX 171 0 145 -- -- -- -- -- -- 59.7 59.84

AVE2015MAX-DG05 CH PLATANAL 218 0 181 -- -- -- -- -- -- 59.61 59.79

AVE2015MAX-DG06 TG1 CHILCA 172 0 148 -- -- -- -- -- -- 59.71 59.85

AVE2015MAX-DG07 SANTA ROSA TG8 155 0 134 -- -- -- -- -- -- 59.72 59.87

AVE2015MAX-DG08 CH RESTITUCIÓN 211 0 170 -- -- -- -- -- -- 59.64 59.81

AVE2015MAX-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI 245 0 200 -- -- -- -- -- -- 59.55 59.74

AVE2015MAX-DG10 CH CAÑÓN DEL PATO 259 0 205 -- -- -- -- -- -- 59.53 59.73

AVE2015MAX-DG11 CT VENTANILLA 453 232 193 1 1 1 1 -- -- 59 59.73

AVE2015MAX-DG12 CT KALLPA 831 631 217 2 2 2 2 -- Sí 58.86 59.67

AVE2015MAX-DG13 CT FÉNIX 526 232 245 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.48

AVE2015MAX-DG14 CT FÉNIX + TG1 TERMOCHILCA 526 232 245 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.48

AVE2015MAX-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 325 0 215 -- -- -- -- -- -- 59.39 59.58

AVE2015MAX-DG16 CH MANTARO 628 541 122 2 2 2 2 -- -- 58.9 59.87

AVE2015MAX-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1049 778 277 2 2 2 2 -- Sí 58.89 59.43

AVE2015MAX-DG18 CT CHILCA 794 589 244 3 3 0 0 -- Sí 59.4 59.65

AVE2015MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN 839 582 233 2 2 2 2 -- -- 58.83 59.52

N/D: Unidad o central no despachada


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Tabla 8.3 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2015MED


POR FALLA


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIÓN DE LA


MÍNIMA FINAL

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

AVE2015MED-DG02 TG3 KALLPA 175 0 150 -- -- -- -- -- -- 59.68 59.83

AVE2015MED-DG03 CH HUINCO 170 0 122 -- -- -- -- -- -- 59.76 59.88

AVE2015MED-DG04 TG1 FÉNIX 171 0 149 -- -- -- -- -- -- 59.69 59.83

AVE2015MED-DG05 CH PLATANAL 218 0 189 -- -- -- -- -- -- 59.6 59.78

AVE2015MED-DG06 TG1 CHILCA 172 0 152 -- -- -- -- -- -- 59.69 59.84

AVE2015MED-DG07 SANTA ROSA TG8 196 0 174 -- -- -- -- -- -- 59.64 59.81

AVE2015MED-DG08 CH RESTITUCIÓN 211 0 178 -- -- -- -- -- -- 59.63 59.8

AVE2015MED-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI 245 0 210 -- -- -- -- -- -- 59.54 59.74

AVE2015MED-DG10 CH CAÑÓN DEL PATO 259 0 210 -- -- -- -- -- -- 59.53 59.74

AVE2015MED-DG11 CT VENTANILLA 365 222 141 1 1 1 1 -- -- 59 59.85

AVE2015MED-DG12 CT KALLPA 801 613 212 2 2 2 2 -- Sí 58.87 59.61

AVE2015MED-DG13 CT FÉNIX 526 232 262 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.46

AVE2015MED-DG14 CT FÉNIX + TG1 TERMOCHILCA 526 232 262 1 1 1 1 -- -- 58.95 59.46

AVE2015MED-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 366 0 267 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.51

AVE2015MED-DG16 CH MANTARO 631 541 133 2 2 2 2 -- -- 58.9 59.84

AVE2015MED-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1019 765 277 2 2 2 2 -- Sí 58.89 59.41

AVE2015MED-DG18 CT CHILCA 794 589 256 3 3 0 0 -- Sí 59.39 59.64

AVE2015MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN 842 623 230 3 3 3 2 -- -- 58.73 59.58



26 de 56

Tabla 8.4 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2015MIN


POR FALLA


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIÓN DE LA


MÍNIMA FINAL

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

AVE2015MIN-DG02 TG3 KALLPA 170 0 153 -- -- -- -- -- -- 59.75 59.91

AVE2015MIN-DG03 CH HUINCO 242 0 204 -- -- -- -- -- -- 59.68 59.87

AVE2015MIN-DG04 TG1 FÉNIX 124 0 113 -- -- -- -- -- -- 59.82 59.94

AVE2015MIN-DG05 CH PLATANAL 218 0 194 -- -- -- -- -- -- 59.7 59.88

AVE2015MIN-DG06 TG1 CHILCA 102 0 94 -- -- -- -- -- -- 59.85 59.95

AVE2015MIN-DG07 SANTA ROSA TG8 138 0 128 -- -- -- -- -- -- 59.79 59.93

AVE2015MIN-DG08 CH RESTITUCIÓN 112 0 99 -- -- -- -- -- -- 59.85 59.95

AVE2015MIN-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI 244 0 220 -- -- -- -- -- -- 59.65 59.86

AVE2015MIN-DG10 CH CAÑÓN DEL PATO 219 0 180 -- -- -- -- -- -- 59.71 59.88

AVE2015MIN-DG11 CT VENTANILLA 343 0 297 -- -- -- -- -- -- 59.48 59.78

AVE2015MIN-DG12 CT KALLPA 510 0 439 -- -- -- -- -- -- 59.18 59.63

AVE2015MIN-DG13 CT FÉNIX 382 0 336 -- -- -- -- -- -- 59.41 59.74

AVE2015MIN-DG14 CT FÉNIX + TG1 TERMOCHILCA 382 0 335 -- -- -- -- -- -- 59.4 59.73

AVE2015MIN-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 380 0 325 -- -- -- -- -- -- 59.46 59.76

AVE2015MIN-DG16 CH MANTARO 529 0 443 -- -- -- -- -- -- 59.21 59.6

AVE2015MIN-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 728 336 370 -- 3 -- -- -- Sí 59.29 59.69

AVE2015MIN-DG18 CT CHILCA 474 0 414 -- -- -- -- -- -- 59.18 59.65

AVE2015MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN 641 173 396 1 1 1 1 -- -- 58.99 59.62



27 de 56

Tabla 8.5 Desconexión de unidades de generación en escenario EST2015MAX


POR FALLA


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIÓN DE LA


MÍNIMA FINAL

EST2015MAX-DG01 TG1 TERMOCHILCA 205 0 179 -- -- -- -- -- -- 59.58 59.84

EST2015MAX-DG02 TG3 KALLPA 186 0 155 -- -- -- -- -- -- 59.65 59.86

EST2015MAX-DG03 CH HUINCO 163 0 110 -- -- -- -- -- -- 59.78 59.93

EST2015MAX-DG04 TG1 FÉNIX 171 0 150 -- -- -- -- -- -- 59.65 59.87

EST2015MAX-DG05 CH PLATANAL 218 0 188 -- -- -- -- -- -- 59.55 59.82

EST2015MAX-DG06 TG1 CHILCA 171 0 152 -- -- -- -- -- -- 59.67 59.88

EST2015MAX-DG07 SANTA ROSA TG8 196 0 172 -- -- -- -- -- -- 59.61 59.85

EST2015MAX-DG08 CH RESTITUCIÓN 211 0 176 -- -- -- -- -- -- 59.59 59.84

EST2015MAX-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI 212 0 182 -- -- -- -- -- -- 59.57 59.82

EST2015MAX-DG10 CH CAÑÓN DEL PATO 129 0 110 -- -- -- -- -- -- 59.78 59.93

EST2015MAX-DG11 CT VENTANILLA 466 238 206 1 1 1 1 -- -- 58.98 59.77

EST2015MAX-DG12 CT KALLPA 849 596 265 2 2 2 2 -- -- 58.83 59.69

EST2015MAX-DG13 CT FÉNIX 523 238 267 1 1 1 1 -- -- 58.94 59.63

EST2015MAX-DG14 CT FÉNIX + TG1 TERMOCHILCA 728 594 185 2 2 2 2 -- -- 58.84 59.77

EST2015MAX-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 359 0 260 -- -- -- -- -- -- 59.33 59.69

EST2015MAX-DG16 CH MANTARO 637 567 114 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.92

EST2015MAX-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1066 841 263 3 3 3 3 -- Sí 58.8 59.69

EST2015MAX-DG18 CT CHILCA 792 624 223 2 2 2 2 -- Sí 58.87 59.78

EST2015MAX-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN 848 596 245 2 3 2 2 -- -- 58.82 59.69


28 de 56

Tabla 8.6 Desconexión de unidades de generación en escenario EST2015MED


POR FALLA


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIÓN DE LA


MÍNIMA FINAL

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

EST2015MED-DG02 TG3 KALLPA 186 0 162 -- -- -- -- -- -- 59.59 59.85

EST2015MED-DG03 CH HUINCO 163 0 126 -- -- -- -- -- -- 59.71 59.9

EST2015MED-DG04 TG1 FÉNIX 171 0 153 -- -- -- -- -- -- 59.6 59.86

EST2015MED-DG05 CH PLATANAL 218 0 193 -- -- -- -- -- -- 59.49 59.8

EST2015MED-DG06 TG1 CHILCA 171 0 156 -- -- -- -- -- -- 59.62 59.87

EST2015MED-DG07 SANTA ROSA TG8 196 0 179 -- -- -- -- -- -- 59.54 59.83

EST2015MED-DG08 CH RESTITUCIÓN 211 0 181 -- -- -- -- -- -- 59.52 59.82

EST2015MED-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI 209 0 183 -- -- -- -- -- -- 59.52 59.81

EST2015MED-DG10 CH CAÑÓN DEL PATO 121 0 107 -- -- -- -- -- -- 59.75 59.92

EST2015MED-DG11 CT VENTANILLA 466 229 228 1 1 1 1 -- -- 58.97 59.76

EST2015MED-DG12 CT KALLPA 849 623 252 2 2 2 2 -- Sí 58.85 59.71

EST2015MED-DG13 CT FÉNIX 523 573 26 2 2 2 2 -- -- 58.89 60

EST2015MED-DG14 CT FÉNIX + TG1 TERMOCHILCA 523 573 26 2 2 2 2 -- -- 58.89 60

EST2015MED-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 359 0 285 -- -- -- -- -- -- 59.12 59.61

EST2015MED-DG16 CH MANTARO 637 573 108 2 2 2 2 -- -- 58.79 59.93

EST2015MED-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 1066 782 317 2 2 2 2 -- Sí 58.83 59.58

EST2015MED-DG18 CT CHILCA 792 564 280 -- 3 -- -- -- Sí 59.21 59.7 EST2015MED-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN 848 915 9 3 3 3 3 -- -- 58.62 60.01



29 de 56

Tabla 8.7 Desconexión de unidades de generación en escenario EST2015MIN


POR FALLA


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF


MW MW MW ZONA

1 ZONA

2 ZONA

3 ZONA

4 ETAPA

7

ACTIVACIÓN DE LA


MÍNIMA FINAL

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

EST2015MIN-DG02 TG3 KALLPA 186 0 159 -- -- -- -- -- -- 59.57 59.85

EST2015MIN-DG03 CH HUINCO 104 0 78 -- -- -- -- -- -- 59.83 59.94

EST2015MIN-DG04 TG1 FÉNIX 171 0 146 -- -- -- -- -- -- 59.59 59.86

EST2015MIN-DG05 CH PLATANAL N/D -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

EST2015MIN-DG06 TG1 CHILCA 171 0 149 -- -- -- -- -- -- 59.61 59.86

EST2015MIN-DG07 SANTA ROSA TG8 196 0 171 -- -- -- -- -- -- 59.54 59.84

EST2015MIN-DG08 CH RESTITUCIÓN 184 0 151 -- -- -- -- -- -- 59.59 59.85

EST2015MIN-DG09 CH YUNCÁN + CH YAUPI 17 0 16 -- -- -- -- -- -- 59.97 59.99

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

EST2015MIN-DG11 CT VENTANILLA 466 180 256 1 1 1 1 -- -- 58.96 59.74

EST2015MIN-DG12 CT KALLPA 849 567 282 2 2 2 2 -- Sí 58.89 59.7

EST2015MIN-DG13 CT FÉNIX 523 448 106 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.9

EST2015MIN-DG14 CT FÉNIX + TG1 TERMOCHILCA 523 448 106 2 2 2 2 -- -- 58.88 59.9

EST2015MIN-DG15 SANTA ROSA TG8 + CH HUINCO 300 0 244 -- -- -- -- -- -- 59.31 59.75

EST2015MIN-DG16 CH MANTARO 528 180 278 1 2 1 1 -- -- 58.91 59.58

EST2015MIN-DG17 CT KALLPA + CH PLATANAL 849 567 282 2 2 2 2 -- Sí 58.89 59.7

EST2015MIN-DG18 CT CHILCA 792 487 312 1 1 1 1 -- Sí 58.98 59.67

EST2015MIN-DG19 CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN 712 449 218 2 2 2 2 -- -- 58.42 59.65



30 de 56

Como ejemplo, en la Figura 8.1, se muestra las gráficas de la evolución de la frecuencia en el caso de la desconexión de generación más crítica, que corresponde a la desconexión de las centrales Kallpa y Platanal.

120.095.9871.9647.9423.92-0.100 [s]

60.20

59.90

59.60

59.30

59.00

58.70

SJNLS\SANJUAN_220A: AVE2015MAX

SJNLS\SANJUAN_220A: AVE2015MED

SJNLS\SANJUAN_220A: AVE2015MIN

SJNLS\SANJUAN_220A: EST2015MAX

SJNLS\SANJUAN_220A: EST2015MED

SJNLS\SANJUAN_220A: EST2015MIN

118.303 s59.701 Hz

118.928 s59.466 Hz

8.644 s58.797 Hz

3.435 s59.287 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2015 FRECUENCIA

Desconexión de las centrales Kallpa y Platanal ERACMF vigente

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

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

Platanal

8.2 Análisis de los resultados La recuperación de la frecuencia es satisfactoria. Como se aprecia, ante eventos de desconexión de generación, el ERACMF se activaría solamente hasta la etapa 3 (considerando como peor evento la desconexión simultánea de las centrales Kallpa y Platanal). La activación de un menor número de etapas del ERACMF, respecto a los resultados obtenidos en estudios anteriores, se debe al mejor desempeño y mayor aporte de la Regulación Primaria de Frecuencia (ver 4.1 y 6.2). Es decir, según estos resultados, los rechazos de carga asignados a las etapas 4, 5 y 6 del ERACMF de la Zona 2 ya no serían necesarios. No puede decirse lo mismo de las otras zonas (que son importadoras de energía) porque podría necesitarse el rechazo de estas etapas en situaciones de mantenimiento de equipos de transmisión. No obstante lo dicho anteriormente, no sería 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 generación del SEIN ante eventos de frecuencia se adecúa a las exigencias del PR-21. Por lo señalado, se recomienda mantener los ajustes vigentes del ERACMF.


31 de 56

9. DESCONEXIÓN DE LAS LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR (SEPARACIÓN DE ÁREAS)

9.1 Cobertura de la demanda del Área Sur Las figuras 9.1, 9.2, 9.3 y 9.4 muestran en qué proporciones la demanda del Área Sur sería atendida con generación local y con potencia importada a través de las líneas de interconexión Centro-Sur, en semanas representativas de avenida y estiaje del año 2015, de acuerdo a los despachos económicos esperados.

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

SÁB

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

MIÉ

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

ÁREA SUR

IMPORTACIÓN GENERACIÓN LOCAL

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


32 de 56

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

SÁB

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

MIÉ

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

%

ÁREA SUR


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

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

SÁB

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

MIÉ

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

ÁREA SUR


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


33 de 56

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

SÁB

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

MIÉ

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

%

ÁREA SUR


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

Como se aprecia, el rechazo de carga disponible en las seis primeras etapas del ERACMF vigente en esta área (52%) no sería suficiente en todos los casos para restablecer el balance generación-carga en el Área Sur si todas las líneas de interconexión Centro-Sur llegaran a desconectar. Esto es especialmente cierto en el periodo de estiaje del año 2015, en el cual las potencias importadas por el Área Sur serían mayores que en el periodo de avenida del mismo año. En teoría, se tendría que incrementar el rechazo total disponible en el Área Sur hasta cerca del 70 %, con una importante componente de derivada, para que el sistema no colapse por frecuencia. 9.2 Actuación del ERACMF ante la desconexión de las líneas de interconexión

Centro-Sur Al ser la desconexión de todas las líneas de interconexión 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 Área Sur, en los escenarios base, se presentan en la Tabla 9.1.


34 de 56

Tabla 9.1 Flujos por las líneas de interconexión Centro-Sur en los escenarios base

ESCENARIO

FLUJO POR LAS LÍNEAS MANTARO-COTARUSE

(EN COTARUSE)

FLUJO POR LA LÍNEA OCOÑA-SAN JOSÉ

(EN SAN JOSÉ) TOTAL

MW MW MW

AVE2015MAX 388 346 734

AVE2015MED 324 265 589

AVE2015MIN 330 311 641

EST2015MAX 462 457 919

EST2015MED 373 326 699

EST2015MIN 401 449 850

Para analiza este evento, se dejó uno de los circuitos Mantaro-Cotaruse fuera de servicio y se simuló la desconexión por falla del circuito paralelo y la desconexión de un circuito de la línea Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo. 9.3 Resultados En la Tabla 9.2 se presentan los resultados de las simulaciones de separación del Área Sur del resto del SEIN. Los casos de pérdida de sincronismo se manifiestan entre las centrales Machupicchu, Machupicchu II y Santa Teresa contra el resto de unidades del Área Sur.

Tabla 9.2 Resultados

ESCENARIO RESULTADO

AVE2015MAX Pérdida de sincronismo

AVE2015MED Pérdida de sincronismo

AVE2015MIN Pérdida de sincronismo

EST2015MAX Colapso por frecuencia

EST2015MED Colapso por frecuencia

EST2015MIN Colapso por frecuencia

9.4 Análisis de los resultados Los casos de pérdida de sincronismo se presentan en los escenarios de avenida, periodo en el cual las centrales Machupicchu, Machupicchu II y Santa Teresa evacúan su generación a través de la subestación 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 situación de inestabilidad angular. No se observa pérdida de sincronismo en los escenarios de estiaje, periodo en el cual la central Santa Teresa se conecta a la subestación Suriray en 220 kV y la potencia evacuada a través de la subestación Machupicchu se reduce. El colapso por frecuencia en el periodo de estiaje era de esperarse porque el rechazo de carga disponible en el Área Sur es inferior a la importación resultante del despacho económico. Sin embargo, se descarta la posibilidad de incrementar el ERACMF en el Área Sur por las siguientes razones:


35 de 56

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

Aún si se implementara un esquema como el descrito, en eventos de esta envergadura pueden desconectar unidades de generación por actuación de protecciones propias, incluyendo las que no son de mínima frecuencia, agravando la inestabilidad de frecuencia. Esto se ha visto en algunos eventos, en los cuales desconectaron unidades de generación por actuaciones, debidas o indebidas, de protecciones que no eran de mínima frecuencia, excediendo las hipótesis de falla para las cuales había sido diseñado el ERACMF del Área Sur originalmente. Para esas desconexiones adicionales, un esquema de 70% de rechazo de carga seguiría siendo insuficiente.

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

Aún si se implementara un esquema como el descrito, no hubiera pérdida de sincronismo y la frecuencia se recuperara, las sobretensiones permanentes en el Área Sur que se originarían por el rechazo de carga serían considerables; en tal situación, las sobretensiones podrían superar la tensión máxima de servicio de los equipos, deteriorando su vida útil.

Actualmente, el riesgo de separación del Área Sur del resto del SEIN se da en casos de mantenimiento de algunas de las líneas de interconexión Centro-Sur. La medida pertinente para evitar la pérdida de sincronismo o el colapso por frecuencia en tales condiciones es limitar la potencia transmitida al Área Sur. El COES establece límites de transmisión en otros estudios. Por lo tanto, el ERACMF de las Zonas 3 y 4 se mantendrá, en caso de requerirse dicho esquema en situaciones de mantenimiento de algunas de las líneas de interconexión Centro-Sur. 10. ACTUACIÓN DEL EDAGSF ANTE LA DESCONEXIÓN DE LAS LÍNEAS DE

INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR (SEPARACIÓN DE ÁREAS) Al ser la desconexión de todas las líneas de interconexión Centro-Sur el evento que provoca las mayores frecuencias en el SEIN, se ha verificado la actuación del EDAGSF ante esta contingencia. Se ha analizado los escenarios base. Los flujos enviados hacia el Área Sur se presentan en la Tabla 10.1.

Tabla 10.1 Potencia enviada hacia el Área Sur en los escenarios base

ESCENARIO

FLUJO HACIA EL ÁREA SUR

MW

AVE2015MAX 734

AVE2015MED 589

AVE2015MIN 641

EST2015MAX 919

EST2015MED 699

EST2015MIN 850


36 de 56

10.1 Resultados Los resultados de las simulaciones se resumen en la Tabla 10.2.

Tabla 10.2 Resultados con el EDAGSF vigente

ESCENARIO


DEL EDAGSF


DE SUS PROTECCIONES

PROPIAS

GENERACIÓN DESCONECTADA

FRECUENCIA MÁXIMA

FRECUENCIA FINAL

MW Hz Hz

AVE2015MAX Aguaytía G1 Huachipa 57.86 61.02 60.36

AVE2015MED -- -- 0 60.82 60.3

AVE2015MIN -- Huachipa 13 60.96 60.36

EST2015MAX Aguaytía G1 Huachipa 98.43 61.05 60.37

EST2015MED -- -- 0 60.96 60.36

EST2015MIN Aguaytía G1 Huachipa 53.8 61.21 60.56

En la Figura 10.1 se presenta las gráficas de la frecuencia en el sistema Centro-Norte.

100.0079.9859.9639.9419.92-0.100 [s]

61.40

61.10

60.80

60.50

60.20

59.90

SJNLS\SANJUAN_220A: AVE2015MAX

SJNLS\SANJUAN_220A: AVE2015MED

SJNLS\SANJUAN_220A: AVE2015MIN

SJNLS\SANJUAN_220A: EST2015MAX

SJNLS\SANJUAN_220A: EST2015MED

SJNLS\SANJUAN_220A: EST2015MIN

98.795 s60.559 Hz

99.572 s60.300 Hz

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2015 FRECUENCIA

Desconexión del área Sur del resto del sistema EDAGSF vigente

Date:

Annex: /1

DIg

SIL

EN

T

Figura 10.1 Comportamiento de la frecuencia en el Área Centro-Norte ante la separación del

Área Sur


37 de 56

10.2 Análisis de los resultados La recuperación de la frecuencia es satisfactoria. Como se aprecia, ante la separación del Área Operativa Sur del resto del SEIN, la única unidad del EDAGSF que desconectaría sería una unidad de la central Aguaytía (considerando los flujos hacia el Sur dados por el despacho económico). La activación de un número menor de unidades del EDAGSF, respecto a los resultados obtenidos en estudios anteriores, se debe al mejor desempeño de la Regulación Primaria de Frecuencia (ver 4.1). No obstante lo dicho anteriormente, no sería prudente retirar las demás unidades del EDAGSF, sin antes haber acumulado suficiente evidencia de que la respuesta de las unidades de generación del SEIN ante eventos de frecuencia se adecúa a las exigencias del PR-21. Por lo señalado, se recomienda mantener los ajustes vigentes del EDAGSF. 11. DESCONEXIÓN DE LÍNEAS DE LA INTERCONEXIÓN CENTRO-SUR SIN

SEPARACIÓN DE ÁREAS Se ha analizado las siguientes desconexiones de líneas: Desconexión por fallas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro -

Cotaruse). Desconexión por falla de la línea L-5032 (Chilca - Poroma). Desconexión por falla de la línea L-5034 (Poroma - Ocoña). Desconexión por falla de la línea L-5036 (Ocoña - San José). Desconexión por falla de la línea L-5037 (San José - Montalvo). Desconexión por falla de la línea L-5036 (Ocoña-Montalvo), estando fuera de servicio

la línea L-2051 (Mantaro - Cotaruse). En las simulaciones, se ha considerado los ajustes por mínima tensión del MAIS en la subestación Cotaruse (Anexo 5) y los ajustes por mínima tensión de los reactores de barra y línea en el corredor de 500 kV Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo. Asimismo, se ha considerado las protecciones propias de la Planta de Sulfuros de Cerro Verde (Anexo 4) que actúan en forma recurrente ante fallas en la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya. 11.1 Desconexión por fallas simultáneas de L-2051 y L-2052 Se ha simulado fallas bifásicas a tierra simultáneas en las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro-Cotaruse) con aperturas definitivas. Los resultados se muestran en la Tabla 11.1. No se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión.


38 de 56


ESCENARIO PERIODO

HIDROLÓGICO CONDICIÓN DE

DEMANDA RESULTADO

REACTORES DESCONECTADOS

DESCONEXIÓN DE CARGA POR PROTECCIONES

PROPIAS

MW

AVE2015MAX Avenida Máxima Estable REL-5681 48

AVE2015MED Avenida Media Estable REL-5681 48

AVE2015MIN Avenida Mínima Estable REL-5681 48

EST2015MAX Estiaje Máxima Estable REB-5450, REL-5681, REB-5350

48

EST2015MED Estiaje Media Estable REL-5681 48

EST2015MIN Estiaje Mínima Estable REB-5450, REL-

5681 48

En todos los casos, las tensiones en barras de 500, 220 y 138 kV del Área Sur se estabilizan por encima de 0,9 pu, respecto a las tensiones de operación. En la Figura 11.1, se muestra los resultados del escenario más desfavorable, que es el de máxima demanda en estiaje.

20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

HERO220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

GUA 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.40

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

ANG 138A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

CALLA138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

JULIA138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

MACH138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

ABAN138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

TINTA138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

PUNO138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

ENC 138A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

ILO1 138: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.


20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.225

1.100

0.975

0.850

0.725

0.600

PUNO_220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

INTAN220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

NTAYA220: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

ONT2-500: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.60

1.20

0.80

0.40

0.00

-0.40

ARUSE 11: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.




OCA 220A: Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.

Y = 0.900 p.u.Y = 0.960 p.u.

V AREA SUR

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T

Figura 11.1 Tensiones post-falla en el Área Sur

11.2 Desconexión por falla de L-5032 Se ha simulado una falla bifásica a tierra en la línea L-5032 (Chilca-Poroma) con apertura definitiva. Los resultados se muestran en la Tabla 11.2. No se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión.


39 de 56


ESCENARIO RESULTADO REACTORES

DESCONECTADOS


PROPIAS

MW

AVE2015MAX Estable REB-5450, REL-

5681 48

AVE2015MED Estable REB-5450, REB-

5350 48

AVE2015MIN Estable REB-5450, REB-

5350 48

EST2015MAX Estable REB-5450, REB-

5350 48

EST2015MED Estable REB-5450, REB-

5350 48

EST2015MIN Estable REB-5450, REB-

5350 48

En todos los casos, las tensiones en barras de 500, 220 y 138 kV del Área Sur se estabilizan por encima de 0,9 pu, respecto a las tensiones de operación. En la Figura 11.2, se muestra los resultados del escenario más desfavorable, que es el de máxima demanda en estiaje.

20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60









20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60




20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.025

0.900

0.775

0.650

0.525

0.400


20.0015.9811.967.9403.920-0.100 [s]

1.20

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70






Y = 0.900 p.u.

Y = 0.960 p.u.

V AREA SUR

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



40 de 56

11.3 Desconexión por falla de L-5034 Se ha simulado una falla bifásica a tierra en la línea L-5034 (Poroma-Ocoña) con apertura definitiva. Los resultados se muestran en la Tabla 11.3. No se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión.



DESCONECTADOS


PROPIAS

MW

AVE2015MAX Estable REB-5450, REL-

5681 48

AVE2015MED Estable REB-5450 48

AVE2015MIN Estable REB-5450 48

EST2015MAX Estable REB-5450, REL-

5681, XL-12, XL-14, XL-11, XL-13,

48

EST2015MED Estable REB-5450 48

EST2015MIN Estable XL-12, REB-5450,

REL-5681 48

En todos los casos, las tensiones en barras de 500, 220 y 138 kV del Área Sur llegan a estabilizarse por encima de 0,9 pu, respecto a las tensiones de operación. En la Figura 11.3, se muestra los resultados del escenario más desfavorable, que es el de máxima demanda en estiaje; en dicho escenario, se observa excursiones transitorias de magnitud considerable en las tensiones y una recuperación de las tensiones relativamente lenta.

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.225

1.100

0.975

0.850

0.725

0.600









30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500




30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.30

1.10

0.90

0.70

0.50

0.30


30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60






Y = 0.900 p.u.

Y = 0.960 p.u.

V AREA SUR

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



41 de 56

11.4 Desconexión por falla de L-5036 Se ha simulado una falla bifásica a tierra en la línea L-5036 (Ocoña-San José) con apertura definitiva. Los resultados se muestran en la Tabla 11.4. No se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión.



DESCONECTADOS


PROPIAS

MW

AVE2015MAX Estable REL-5681 48

AVE2015MED Estable REL-5681 48

AVE2015MIN Estable REL-5681 48

EST2015MAX Estable REL-5681,

XL11,XL12,XL13,XL14 48

EST2015MED Estable --- 48

EST2015MIN Estable REL-5681, XL12,

XL14 48


30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.225

1.100

0.975

0.850

0.725

0.600









16.946 s 0.914 p.u.

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



18.131 s 0.958 p.u.

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500




30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.30

1.10

0.90

0.70

0.50

0.30


16.926 s 0.983 p.u.

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500






Y = 0.900 p.u.

Y = 0.960 p.u.

X = 7.410 s

V AREA SUR

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T



42 de 56

11.5 Desconexión por falla de L-5037 Se ha simulado una falla bifásica a tierra en la línea L-5037 (San José - Montalvo) con apertura definitiva. Los resultados se muestran en la Tabla 11.5 No se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión.



DESCONECTADOS


PROPIAS

MW

AVE2015MAX Estable --- 48

AVE2015MED Estable --- 48

AVE2015MIN Estable --- 48

EST2015MAX Estable XL11,XL12,XL14 48

EST2015MED Estable --- 48

EST2015MIN Estable XL12 48


30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.025

0.900

0.775

0.650

0.525

0.400



30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60









29.081 s 0.917 p.u.

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500




29.666 s 0.883 p.u.

30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.20

1.00

0.80

0.60

0.40

0.20


30.0023.9817.9611.945.919-0.100 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60






Y = 0.900 p.u.

Y = 0.960 p.u.

29.201 s 0.980 p.u.

V AREA SUR

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T


11.6 Desconexión por falla de L-5037, estando fuera de servicio una línea Mantaro-

Cotaruse. Estando fuera de servicio la línea L-2051 (Mantaro-Cotaruse), se ha simulado una falla bifásica a tierra en la línea L-5037 (San José-Montalvo) con apertura definitiva. Los


43 de 56

resultados se muestran en la Tabla 11.6. En los escenarios de máxima demanda y mínima demanda en estiaje, se presenta pérdida de sincronismo en unidades del Área Sur.



DESCONECTADOS

DESCONEXIÓN DE CARGA POR

PROTECCIONES PROPIAS

Carga final en línea L-

2052

MW %

AVE2015MAX Estable XL11,XL12,XL13, XL14, XL15,XL16

48 142

AVE2015MED Estable XL12 48 115

AVE2015MIN Estable XL11,XL12,XL14 48 126

EST2015MAX Pérdida de sincronismo --- --- ---

EST2015MED Estable XL12,XL14 48 130

EST2015MIN Pérdida de sincronismo --- --- ---

11.7 Análisis de los resultados En los casos en los cuales no hay mantenimientos de las líneas de la interconexión Centro-Sur y desconectan por falla líneas de dicha interconexión, sin provocar la separación del Área Sur, no se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión. En algunos casos, se observa excursiones transitorias de magnitud considerable en las tensiones y una recuperación de las tensiones relativamente lenta. Esto, sin embargo, puede ser remediado mediante la definición de límites de transmisión hacia el Área Sur que tengan en cuenta criterios de recuperación de la tensión. En algunos de los casos de mantenimiento de uno de los circuitos de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya y desconexión por falla de un circuito de la línea Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo, se presenta pérdida de sincronismo. La medida pertinente para evitar la pérdida de sincronismo en tales condiciones es limitar la potencia transmitida al Área Sur. El COES establece límites de transmisión en otros estudios. Por lo tanto, no se observa la necesidad de implementar un ERACMT en el Área Sur del SEIN para las contingencias analizadas.


44 de 56

12. ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN PROPUESTOS PARA EL AÑO 2015

En conclusión, los esquemas propuestos para el año 2015 son los siguientes: 12.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF)

para el año 2015

Tabla 12.1 ERACMF de la Zona 1

(Zona norte del SEIN a partir de las subestaciones de 500 kV y 220 kV La Niña y Guadalupe)

Número Porcentaje



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 temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas abajo de las subestaciones

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






(Zona central del SEIN comprendida entre las subestaciones de 500 kV y 220 kV Trujillo Nueva, Trujillo Norte, Campo Armiño y Poroma)

Número 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





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

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


45 de 56


(Zona sureste del SEIN a partir de las subestaciones de 220 kV y 138 kV Tintaya, Abancay, Suriray, Puno y Callalli)

Número 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 temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas asociadas a las subestaciones Quencoro,

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


(Zona suroeste del SEIN a partir de las subestaciones de 500 kV, 220 kV y 138 kV San José, Cotaruse, Socabaya, Moquegua y Santuario)

Número 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





46 de 56

12.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobre-frecuencia (EDAGSF) para el año 2015

Tabla 12.5 EDAGSF

(Hz / s) (Hz) (s)

C.T. Aguaytía 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. 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 Gabán 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 último debería tener implementados los ajustes del grupo

especif icado.

CENTRAL UNIDAD

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

(Hz) (s)En condición AND

12.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT)

para el año 2015

Tabla 12.6 ERACMT

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 subestación

(**) Medición en barras de 220 kV

SUBESTACIONRECHAZO (*)

(MW)

AJUSTES

Chavarría (EDN)

13. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

i. El presente Estudio considera implementadas las mejoras en la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) del SEIN, que ha introducido el procedimiento del COES PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia” (vigente desde el 01.07.2014).

ii. La exitosa implementación de dichas mejoras permitirá que, ante los mismos eventos del pasado, la activación del ERACMF sea menos frecuente y que las desconexiones de carga requeridas sean menores.

iii. De acuerdo a los resultados del presente Estudio, ante eventos de desconexión de generación, el ERACMF se activaría solamente hasta la etapa 3 (considerando como peor evento la desconexión de las centrales Kallpa y Platanal). Asimismo,


47 de 56

ante la separación del Área Operativa Sur del resto del SEIN, la única unidad del EDAGSF que desconectaría sería una unidad de la central Aguaytía.

iv. No obstante lo anterior, no sería prudente retirar etapas del ERACMF o retirar unidades del EDAGSF, sin antes haber acumulado suficiente evidencia de que la respuesta de las unidades de generación del SEIN ante eventos de frecuencia se adecúa a las exigencias del PR-21; en concreto, que satisfacen el numeral 7.2 del PR-21. Dicha evidencia deberá ser aportada por los informes de evaluación del cumplimiento de la RPF ante fallas de unidades de generación, previstos en dicho procedimiento, sobre la base de varios eventos que se registren a partir de su entrada en vigencia.

v. En el hipotético caso de que las líneas de interconexión Centro-Sur transmitieran los flujos esperados para un despacho puramente económico (sin restringirlos por razones de estabilidad) y estas líneas desconectaran provocando la separación del Área Sur del resto del SEIN, esta área colapsaría por inestabilidad de frecuencia o por inestabilidad angular. Tan solo para que exista la posibilidad de restablecer el balance generación-carga en el Área Sur, sería necesario incrementar el rechazo de carga disponible en dicha área hasta cerca del 70% con una importante componente de derivada. Este incremento ha sido descartado por las razones indicadas en el numeral 9.4.

vi. En situaciones de mantenimiento de alguna de las líneas de interconexión Centro-Sur, con riesgo de separación del Área Sur ante fallas en las líneas en servicio, se requeriría limitar la potencia transmitida hacia el Área Sur, por seguridad.

vii. Por lo señalado en (iv) y (v), se recomienda mantener las especificaciones vigentes de los Esquemas de Rechazo Automático de Carga y de Desconexión Automática de Generación durante el año 2015; es decir, implementar los Esquemas indicados en el numeral 12.

viii. De acuerdo a los resultados del presente Estudio, en ausencia de mantenimientos en las líneas de la interconexión Centro-Sur, ante contingencias de dichas líneas que no provoquen la separación del Área Sur, no se observa pérdida de sincronismo ni colapso por tensión. En algunas condiciones, se observa excursiones transitorias de magnitud considerable en las tensiones y una recuperación de las tensiones relativamente lenta.

ix. En algunos de los casos de mantenimiento de uno de los circuitos de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya y desconexión por falla de un circuito de la línea Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo, se presenta pérdida de sincronismo.

x. Por lo señalado en (viii) y (ix), no se observa la necesidad de implementar un ERACMT en el Área Sur del SEIN para las contingencias analizadas y, más bien, se recomienda limitar la potencia transmitida al Área Sur a valores sustentados en análisis o estudios pertinentes

xi. Finalmente, es pertinente remarcar que la efectividad del ERACMF para evitar un colapso por frecuencia está condicionada al hecho de que no se produzca pérdida de sincronismo o ulteriores desconexiones de generación no previstas en su diseño, independientemente de su causa. Asimismo, su efectividad está condicionada a que la implementación del ERACMF sea completa y que en las condiciones operativas que se den en tiempo real, el rechazo de carga requerido del ERACMF no supere su magnitud máxima disponible de acuerdo a la condición de demanda del sistema.


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ANEXO 1

ZONAS DEL SEIN

ZONA 1

SUBESTACIÓN TENSIÓN

(KV)

Carhuaquero 220

Chiclayo Oeste 220

Guadalupe 220

La Niña 220

La Ramada 220

Piura Oeste 220

Shahuindo 220

Talara 220

Zorritos 220

ZONA 2


(KV)

Aceros Arequipa 220

Aguaytía 220

Antamina 220

Balnearios 220

Barsi 220

Cajamarca 220

Cajamarquilla 220

Callahuanca 220

Callahuanca-REP 220

Campo Armiño 220

Cantera 220

Carhuamayo Nueva 220

Cerro Corona 220

Chavarría 220

Chilca ENERSUR 220

Chilca REP 220

Chillón 220

Chimay 220

Chimbote 1 220

Conococha 220

Desierto 220

Francoise 220

Gold Mill 220

Huacho 220

Kiman Ayllu 220

Huallanca Nueva 220

Huancavelica 220

Huayucachi 220

Huinco 220

Ica 220

Independencia 220

Industriales 220

Lomera 220

Marcona 220

Matucana 220

Mirador 220

Oroya Nueva 220

Pachachaca 220

Pachapaqui 220

Paragsha 2 220

Paramonga Nueva 220

Pomacocha 220

San Juan 220

Santa Isabel 220

Santa Rosa 220

Tingo María 220

Toromocho 220

Trujillo Norte 220

Ventanilla 220

Vizcarra 220

Yanango 220

Zapallal 220


49 de 56

ZONA 3


(KV)

Abancay 138

Abancay 220

Antapaccay 220

Ayaviri 138

Azángaro 138

Cachimayo 138

Callalli 138

Combapata 138

Constancia 220

Dolorespata 138

Juliaca 138

Macupicchu 138

Mazuco 138

Ollachea 138

Puerto Maldonado 138

Puno 220

Quencoro 138

San Gabán II 138

San Rafael 138

Tintaya 138

Tintaya Nueva 220

ZONA 4


(KV)

Aricota 138

Camaná 138

Cerro Verde 220

Cotaruse 220

Cuajone 138

Ilo 1 138

Ilo 2 220

Ilo-ELS 138

La Joya 138

Las Bambas 220

Lixiviación 138

Los Héroes 220

Majes 138

Mill Site 138

Mollendo 138

Moquegua 220

Push Back 138

Quebrada Honda 138

Repartición 138

Santuario 138

San José 220

Socabaya 220

Sulfuros 220

Tía María (futuro) 220

Toquepala 138


50 de 56

ANEXO 2

INSTALACIONES FUTURAS

Proyectos de Generación

FECHA PROYECTO EMPRESA MW

Ago-2014 CH Santa Teresa - G1 LUZ DEL SUR 49.06

Nov-2014 CT Fenix - TG11 FENIX POWER PERÚ 268.00

Nov-2014 Central Biomasa La Gringa V CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2.00

Ene-2015 CH Runatullo III EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20.00

Ene-2015 CH Machupicchu II EGEMSA 99.86

Ene-2015 Central Solar Moquegua FV SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16.00

Ene-2015 CH Canchayllo ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 5.20

Mar-2015 Reserva Fría - Planta Puerto Maldonado

INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 18.00

Mar-2015 Reserva Fría - Planta Pucallpa INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 40.00

Abr-2015 CH Runatullo II EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 19.00

Abr-2015 CH Santa Teresa - G2 LUZ DEL SUR 49.06

Abr-2015 CH Quitaracsa ENERSUR 111.80

Jun-2015 Reserva Fría - Planta de Eten PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN 219.00

Ago-2015 CH Tingo COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 8.80

Proyectos de Transmisión

FECHA PROYECTO EMPRESA

Ago-2014 SE Nueva Jicamarca (SE Mirador) 220 kV - 120 MVA EDELNOR

Ago-2014 LT 220 kV Carabayllo - Nueva Jicamarca (doble circuito) EDELNOR

Ago-2014 Repotenciación de la LT 220 kV Piura Oeste - Talara (existente) de 152 MVA a 180 MVA REP

Ago-2014 SE La Ramada 220 kV - 30 MVA YAMOBAMB

A

Oct-2014 Repotenciación de la LT 220 kV Paragsha - Vizcarra de 152 MVA a 250 MVA ISA

Dic-2014 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea 220 kV San Juan - Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA (conversión a doble terna)

REP

Ene-2015 Nueva SE Reque 220 kV (antes llamada SE Chiclayo Sur) REP

Ene-2015 SE Paramonga Nueva 220 kV: Transformador Trifásico de 220/60/10 kV - 30 MVA REP

Ene-2015 SE Pucallpa: Instalación de banco de Condensadores de 20 MVAr - 60 kV -

Ene-2015 SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV REP

Ene-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Aguaytía - Pucallpa -

Abr-2015 LT 220 kV Machupicchu - Abancay Nueva - Cotaruse (doble circuito) 500 MVA y SSEEAsociadas

CTM

Abr-2015 Repotenciación de la LT 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA REP

Abr-2015 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Linea 220 kV Ventanilla - Zapallal (L-2242/L2243) de 152 MVA a 270 MVA por terna

REP

Abr-2015 LT 220 kV Ventanilla - Chavarria de 189 MVA (cuarto circuito) REP

Jun-2015 SE Shahuindo 220 kV MINERA

SULLIDEN

Jul-2015 LT 138 kV Socabaya - Parque Industrial (simple circuito) y Ampliación de Subestaciones SEAL


51 de 56

ANEXO 3

DESPACHOS DE GENERACIÓN

CENTRAL

AVENIDA ESTIAJE

MÁXIMA DEMANDA

MEDIA DEMANDA

MÍNIMA DEMANDA

MÁXIMA DEMANDA

MEDIA DEMANDA

MÍNIMA DEMANDA

Aguaytía TG1 44.69 44.34 0 85.43 85.43 40.8

Aricota I 19.01 6.83 2.05 2.25 2.25 2.25

Aricota II 10.48 3.76 1.13 1.24 1.24 1.24

Cahua 42.32 42.32 42.24 24.52 24.52 24.52

Callahuanca 78.93 78.93 78.79 78.79 78.79 66.37

Caña Brava 5.7 5.7 5.7 5.7 2.17 0

Cañón del Pato 258.68 258.65 218.87 129.11 120.55 0

Carhuaquero 103.34 103.31 9.98 77.71 29.63 0

Carpapata 11.8 11.8 11.8 11.8 11.8 11.8

CAT 6.66 4.36 4.1 6.49 4.04 4.1

C.Combinado Chilca 1 793.72 793.56 473.77 791.94 791.94 791.94

C.Combinado Fenix 525.69 525.5 381.62 523.32 523.32 523.32

Kallpa Ciclo Combinado 830.91 800.71 510 848.67 848.67 848.67

Charcani_1-3 6.92 6.92 6.92 6.92 6.92 6.92

Charcani IV 15.02 15.02 14.99 14.99 14.99 14.99

Charcani V 141.96 141.94 141.71 141.71 126.73 36.58

Charcani VI 8.94 8.94 8.94 8.94 8.94 8.77

Chimay 80.57 80.06 73.95 147.88 147.88 0

Curumuy 9.3 6.52 6 9 6 6

Eólica Cupisnique 34 34 34 34 34 34

Eólica Marcona 18 18 18 18 18 18

Eólica Talara 14 14 14 14 14 14

Gallito Ciego 37.41 37.41 0 37.33 16.23 0

Gera 6.68 4.41 4.11 6.5 4.06 4.11

Huachipa 13.17 13.15 13 13 13 13

Huampaní 29.63 29.62 29.58 29.58 29.58 29.58

Huanchor 17.68 17.66 17.49 17.49 17.49 17.49

Huanza 90.2 90.2 76.92 90.16 82.68 0

Huasahuasi 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2

Huaycoloro 2.97 2.94 2.79 2.79 2.79 2.79

Huinco 170.26 169.69 242.35 163 163 103.88

Ilo 1 15 15 15 15 15 15

Independencia 22.76 22.76 0 22.52 22.52 22.52

La Joya 6.36 6.32 6 6 6 6

La Gringa V 2 1.62 2 2 2 2

Las Pizarras 16.18 16.16 16 16 16 16

Machu Picchu 87.73 87.72 54.92 45.15 45.15 45.15

Machu Picchu G4 45 40 61.78 50.79 50.79 50.79

Malpaso 47.12 47.12 27.7 33.13 17.57 0

Mantaro 627.53 630.78 529.34 633.65 636.55 527.55

Maple Etanol 16.85 16.69 15 15 15 15

Matucana 130.34 130.32 130.11 90.59 90.6 62.71

Moyopampa 64.9 64.88 64.78 64.78 64.78 64.78

Muyo 3.24 3.24 3.24 3.24 3.24 3.24

Nueva Imperial 3.54 3.54 3.5 3.5 3.5 3.5

Oquendo 29.89 29.87 26.52 29.71 29.71 29.71

Oroya 5.79 5.77 5.5 8.45 8.45 8.45

Pachachaca 5.83 5.81 5.5 8.46 8.46 8.46

Paramonga TV 13.12 13.07 12.5 12.5 12.5 12.5


52 de 56

Pariac 3.98 3.98 0 1.04 1.04 1.04

Pelota 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3

Pias 12.06 12.06 12 12 12 12

Pisco TG1 35.53 35.45 30.6 34.67 34.67 34.67

Pisco TG2 35.45 35.37 30.6 34.58 34.58 34.58

Platanal 218.15 218.12 217.77 217.77 217.77 0

Poechos 1 15.06 7.68 7 15 7 7

Poechos 2 7.72 8.62 7.5 7.5 8.5 7.5

Purmacana 1.08 1.08 1 1 1 1

Quanda 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6

Quitaracsa 0 0 0 99.58 99.58 99.58

Restitución 211.47 211.44 111.7 211.09 211.09 183.63

Roncador 1.07 1.07 1 1 1 1

Runatullo 14.66 14.6 14 25 25 25

San Gabán II 60.39 60.01 55.42 55.42 55.42 55.42

Santa Cruz 7.57 7.53 6.99 6.99 6.99 6.99

Santa Rosa TG8 155.14 196.14 137.7 195.83 195.83 195.83

Santa Teresa 36.53 33.07 0 45.81 45.81 45.81

Santo Domingo de Olleros TG1 0 0 0 204.86 0 0

Solar Majes 0 15.8 0 0 15.8 0

Solar Moquegua 0 16 0 0 16 0

Solar Panamericana 0 16.7 0 0 16.7 0

Solar Repartición 0 20 0 0 20 0

Solar Tacna 0 15.86 0 0 15.86 0

Tablazo 26.58 26.55 15.3 26.3 26.3 26.3

Tarapoto 8 4 4 8 4 4

Ventanilla Ciclo Combinado 452.88 365.1 342.72 466.48 466.48 466.48

Yanapampa 3.81 3.81 3.75 3.75 3.75 3.75

Yanango 41.82 41.82 41.75 20.83 20.83 20.83

Yaupi 110.64 110.62 110.45 110.45 108.68 16.96

Yuncán 134.2 134.19 133.96 101.94 100 0


53 de 56

ANEXO 4

PROTECCIONES PROPIAS DE GRANDES CLIENTES

Protecciones de mínima tensión del cliente Cerro Verde

EQUIPO DESCONEXIÓN (MW) UMBRAL (kV) TEMPORIZACIÓN

(ms)

Molino 1 12 18,78 33

Molino 2 12 18,78 33

Molino 3 12 18,78 33

Molino 4 12 18,78 33

Protecciones de mínima tensión del cliente Antamina

EQUIPO DESCONEXIÓN (MW) UMBRAL (kV) TEMPORIZACIÓN (ms)

Molino SAG 20,142 18,4 20

Molino bolas 1 11,19 18,4 20

Molino bolas 2 11,19 18,4 20

Molino bolas 3 11,19 18,4 20

Protecciones de mínima tensión de usuarios del Área Norte

CLIENTE DESCONEXIÓN (MW) UMBRAL (kV) TEMPORIZACIÓN (ms)

Yanacocha 6 19,47 0

Gold Mill 15 19,47 0

Cerro Corona 15 11,73 0100

Protecciones de sobretensión de bancos y filtros de armónicos del Área Norte

SE DENOMINACIÓN MVAR UMBRAL (kV) TEMPORIZACIÓN (s)

La Pajuela

Banco 1 3,75 24,900 1,10

Banco 2 1,85 24,500 0,00

Banco 3 3,75 24,700 0,75

Banco 4 1,85 24,500 0,00

Gold Mill

Banco 1 IN-250 7 26,335 3,00

Banco 2 IN-251 6,7 26,335 3,00

Banco 3 IN-252 6 26,335 3,00

Banco 4 IN-253 4 26,335 3,00


54 de 56

ANEXO 5

AUTOMATISMOS DE EQUIPOS DE COMPENSACIÓN

MAIS - Subestación Cotaruse

SECUENCIA DE

DESCONEXIÓN REACTOR

AJUSTES DE MÍNIMA TENSIÓN

U< tU< U<< tU<<

1° XL-12

(50 MVAR) 0,96 pu 5 s. 0,9 pu 1 s.

2° XL-14

(50 MVAR) 0,96 pu 5 s. 0,9 pu 1 s.

3° XL-11

(50 MVAR) 0,96 pu 5 s. 0,9 pu 1 s.

4° XL-13

(50 MVAR) 0,96 pu 5 s. 0,9 pu 1 s.

5° XL-15

(50 MVAR) 0,96 pu 5 s. 0,9 pu 1 s.

6° XL-16

(50 MVAR) 0,96 pu 5 s. 0,9 pu 1 s.

SECUENCIA DE

DESCONEXIÓN REACTOR

AJUSTES DE SOBRETENSIÓN

U> tU> U>> tU>>

1° XL-16

(50 MVAR) 1,12 pu 5 s. 1,15 pu 1 s.

2° XL-15

(50 MVAR) 1,12 pu 5 s. 1,15 pu 1 s.

3° XL-13

(50 MVAR) 1,12 pu 5 s. 1,15 pu 1 s.

4° XL-11

(50 MVAR) 1,12 pu 5 s. 1,15 pu 1 s.

5° XL-14

(50 MVAR) 1,12 pu 5 s. 1,15 pu 1 s.

6° XL-12

(50 MVAR) 1,12 pu 5 s. 1,15 pu 1 s.

Subestación Azángaro

REACTOR AJUSTES DE SOBRETENSIÓN AJUSTES DE MÍNIMA TENSIÓN

R-14

(20 MVAR)

U>> tU>> U<< tU<<

148 kV 2 s. 124 kV 2 s.


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Línea de 500 kV Chilca-Poroma-Ocoña-Montalvo y subestaciones asociadas

REACTOR

AJUSTES DE MÍNIMA TENSIÓN

U<< tU<< U< tU<

De barra REB-5350 0,9 pu 1 s 0,96 pu 4 s

REB-5450 0,9 pu 0,6 s 0,96 pu 5 s

De línea

REL-5381 0,9 pu 1,5 s

REL-5481 0,9 pu 2 s

REL-5681 0,9 pu 1 s 0,96 pu 5 s

REACTOR AJUSTES DE SOBRETENSIÓN

U>> tU>> U> tU>

De barra REB-5350 1,1 pu 1 s 1,05 pu 5 s

REB-5450 1,1 pu 1 s 1,05 pu 5 s

De línea

REL-5381 1,1 pu 1 s

REL-5481 1,1 pu 1 s

REL-5681 1,1 pu 1 s 1,05 pu 5 s


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REFERENCIAS [1] Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los

Sistemas Interconectados (NTCOTR), Febrero 2005. [2] Procedimiento para supervisar la implementación y actuación de los esquemas de

rechazo automático de carga y generación, OSINERGMIN, Julio 2008. [3] Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN - Año 2014,

Setiembre 2013. [4] Protection of Steam Turbine Generators During Abnormal Frequency Conditions”,

Protective Relaying Conference, 1974. [5] C37.106 - IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating

Plants“, 2004. [6] Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN - Año 2012,

Setiembre 2011. [7] Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN - Año 2013,

Setiembre 2012. [8] Informe Final Estudio de Rechazo de Carga/Generación del SEIN año 2003, CESI,

Febrero 2003. [9] “Voltage and Reactive Power for Planning and Operation”, H. Clark, Curso

Internacional, Portland, Oregon, Julio 2006. [10] Procedimiento PR-21 “Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”,

COES, Octubre 2013. [11] Estudio para determinar la magnitud de reserva para la Regulación Primaria de

Frecuencia, COES, Junio 2014.

Documents

Informe_COES-DP-SNP-037-2014.pdf