ESTUDIO DE RACG 2017 INFORME FINAL.pdf

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2017 INFORME FINAL

INFORME FINAL COES/DP/SNP-031-2016

“ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA/GENERACIÓN CARGA/GENERACIÓ N DEL SEIN – SEIN – AÑO AÑO 2017” 2017”

Fecha

Rev.

Descripción

Elaboró

Revisó

Aprobó

31.08.2016

0

Informe preliminar

JOC/JVZ/RZC

RZC

RRA

30.09.2016

1

Informe final

JOC/JVZ/RZC

RZC

RRA

1 de 54


ÍNDICE 1.

INTR OD UC CIÓN CIÓN ............................... ................................................. .................................. ................................. .................................. .................... ... 4

2.

EVA LU A CIÓN CIÓN DE LO S ESQU EMA S VIGENT ES ............ ................ ......... .......... .......... ......... ......... .......... ......... ....... ... 5

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación 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) vigente7 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 .................. ......... ................... ................... ................... ............ 11 2.2.3 Eventos en los cuales se activó el ERACMT ............................................... 11 CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE 3. – AÑO 2016” ................................ CA RGA / GENERA CIÓN DEL S EIN – AÑO . ................................................ ........................ ....... 11

4.

3.1

Criterios y premisas consideradas en el ERACMF y al EDAGSF vigentes 11

3.2

Criterios y premisas consideradas en el ERACMT vigente .................. ........ ................ ...... 13

REVISIÓN DE LOS CRITERIOS Y PR EMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO . 14

4.1

Umbral de la primera etapa del ERACMF .................................................... 14

4.2

ERACMF de la Zona A (Área Centro-Norte) Centro-Norte) ................... .......... ................... ................... ................... ............ 14

4.3

ERACMF de las Zona B (Área Sur) ............................................................... 15

5.

DEF INICIÓN INICIÓN DE L A S ZO NA S DE L S EIN ............................... ................................................ ................................ ............... 16

6.

MO DE LO , ESCEN A RIOS Y CA SO S ................................. ................................................. ................................. ..................... .... 16

7.

6.1

Modelo Dinámico del SEIN ........................................................................... 16

6.2

Escenarios base ............................................................................................ 16

6.3

Casos analizados .......................................................................................... 19

ERA CM F VIGE NTE .................................. .................................................. ................................. ................................. ............................. ............. 20

7.1 ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE DESCONEXIONES DE UNIDADES DE GENERACIÓN .................................................................................. 20 7.1.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 20 7.2 ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DE LA GENERACIÓN GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA .................. ......... ............ ... 27 7.2.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 27 7.3 ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR DEL RESTO DEL SEIN ...................................................................................... 28 7.3.1 Desconexión Desconexión por fallas f allas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 limitada limitada a 505 MVA. ............. .............. ......... ..... 28 7.3.1.1 Resultado Resultados............. s.............................. ................................. ................................. .................................. ................................ ............... 28 2 de 54


ÍNDICE 1.

INTR OD UC CIÓN CIÓN ............................... ................................................. .................................. ................................. .................................. .................... ... 4

2.

EVA LU A CIÓN CIÓN DE LO S ESQU EMA S VIGENT ES ............ ................ ......... .......... .......... ......... ......... .......... ......... ....... ... 5

2.1 Esquemas de rechazo de carga/generación 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) vigente7 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 .................. ......... ................... ................... ................... ............ 11 2.2.3 Eventos en los cuales se activó el ERACMT ............................................... 11 CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE 3. – AÑO 2016” ................................ CA RGA / GENERA CIÓN DEL S EIN – AÑO . ................................................ ........................ ....... 11

4.

3.1

Criterios y premisas consideradas en el ERACMF y al EDAGSF vigentes 11

3.2

Criterios y premisas consideradas en el ERACMT vigente .................. ........ ................ ...... 13

REVISIÓN DE LOS CRITERIOS Y PR EMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO . 14

4.1

Umbral de la primera etapa del ERACMF .................................................... 14

4.2

ERACMF de la Zona A (Área Centro-Norte) Centro-Norte) ................... .......... ................... ................... ................... ............ 14

4.3

ERACMF de las Zona B (Área Sur) ............................................................... 15

5.

DEF INICIÓN INICIÓN DE L A S ZO NA S DE L S EIN ............................... ................................................ ................................ ............... 16

6.

MO DE LO , ESCEN A RIOS Y CA SO S ................................. ................................................. ................................. ..................... .... 16

7.

6.1

Modelo Dinámico del SEIN ........................................................................... 16

6.2

Escenarios base ............................................................................................ 16

6.3

Casos analizados .......................................................................................... 19

ERA CM F VIGE NTE .................................. .................................................. ................................. ................................. ............................. ............. 20

7.1 ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE DESCONEXIONES DE UNIDADES DE GENERACIÓN .................................................................................. 20 7.1.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 20 7.2 ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DE LA GENERACIÓN GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA .................. ......... ............ ... 27 7.2.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 27 7.3 ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR DEL RESTO DEL SEIN ...................................................................................... 28 7.3.1 Desconexión Desconexión por fallas f allas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 limitada limitada a 505 MVA. ............. .............. ......... ..... 28 7.3.1.1 Resultado Resultados............. s.............................. ................................. ................................. .................................. ................................ ............... 28 2 de 54


7.4 8.

CONCLUSIONES CONCLUSIONES SOBRE EL ERACMF VIGENTE .................. ......... ................... ................... ............ ... 29

ERA CM F PR OP UE STO ........................................ ......................................................... .................................. ................................ ............... 31

8.1 ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE DESCONEXIONES DE UNIDADES DE GENERACIÓN .................................................................................. 32 8.1.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 32 8.2 ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIÓN DE GENERACIÓN GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA .................. ......... ............ ... 39 8.2.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 39 8.3 ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR SUR DEL RESTO DEL DEL SEIN................... ......... ................... .................. ................... ................... .................. ................... .......... 40 8.3.1 Desconexión Desconexión por fallas f allas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 limitada limitada a 505 MVA. ............. .............. ......... ..... 40 8.3.1.1 Resultado Resultados............. s.............................. ................................. ................................. .................................. ................................ ............... 40 8.3.1 Desconexión Desconexión por fallas f allas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 de 570 MW en Cotaruse.................. ......... ............ ... 41 8.3.1.1 Resultado Resultados............. s.............................. ................................. ................................. .................................. ................................ ............... 41 8.4 9.

CONCLUSIONES CONCLUSIONES SOBRE EL ERACMF PROPUESTO PROPUESTO ........................ .............. ................... ......... 42

EDA GS F VIGE NTE ............................... ............................................... ................................. .................................. ................................ ............... 44

9.1 ACTUACIÓN DEL EDAGSF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR DEL RESTO DEL SEIN ...................................................................................... 44 9.1.1 Resultado Resultadoss ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 44 9.2 CONCLUSIONES CONCLUSIONES SOBRE EL EDAGSF EDAGSF VIGENTE ........................ ............... .................. ................ ....... 45 10 . ESQUEMAS DE RECH AZO A UTOMÁTICO UTOMÁTICO DE CA RGA Y GENERACIÓN GENERACIÓN DEL A ÑO 2017 ........................................ ......................................................... ................................. ................................. ................................. ............................. ............. 46

10.1 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) del año 2017 ............................................................................................ 46 10.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) del año 2017 .......................................................................... 47 10.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) del año 2017 ............................................................................................ 47 11 .

OB SERV A CIONE S A L INFORM E P REL IMINA R ......... ............. ......... .......... .......... ......... ......... .......... ......... ...... 47

12 .

CON CL USION ES Y RECO MEN DA CIONE S ......... .............. .......... .......... ......... ......... .......... ......... ......... .......... ....... .. 47

13 .

REF ER ENC IA S ................................. ................................................. ................................. .................................. ................................ ............... 48

14 .

A NEX OS ................................. ................................................. ................................. .................................. .................................. .......................... ......... 49

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INFORME FINAL 1.

INTRODUCCIÓN

De acuerdo a la Norma Técnica T écnica 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. sobrefrecuencia. Se emite el presente informe, 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: “6.2.4 El Informe Final del Estudio de RACG y las especificaciones de los esquemas de Rechazo de carga/generación serán aprobados por el COES-SINAC hasta el 30 de setiembre de cada año, y serán remitidos a las empresas integrantes del SEIN con copia al OSINERGMIN hasta la referida fecha, adjuntando los respectivos documentos de levantamiento de observaciones y la distribución de las magnitudes de Rechazos de Carga totales por etapa a rechazar por c ada ada Cliente”

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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 2016 [3]. En las tablas siguientes, se indican estas especificaciones.

2.1.1 Esquema de Rechazo Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia Frecuencia (ERACMF) vigente Tabla 2-1 ERACMF vigente de la Zona 1 Núm er er o de Et apas

Por ce ce nt nt aje de r e chaz o e n c/e t apa

1 2 3 4 5 6 7

4.0% 6.0% 16.0% 10.0% 8.0% 6.0% 1,5%

RELES DE UM BRAL FRECUENCIA TEM PORIZACION ( Hz ) (s )

59.00 58.90 58.80 58.50 58.30 58.00 59.50

0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 60.0

ARRANQUE Hz

RELES DE DERIV ADA PENDIENTE TEM PORIZACION ( Hz / s ) (s )

59.8 59.8 59.8

-0.75 -0.75 -0.75

0.15 0.15 0.15

(1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los los rechazos queda por debajo debajo de 59,5 Hz Hz (3) Si el relé no permitiera ajustar la pendiente a -0.75 Hz/s, esta podrá ser ajustada a -0.7 Hz/s (4) La temporización temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas aguas abajo de las las subestaciones Zorritos 220 kV, Talara 220 kV y de las líneas L-6654 y L-6698 es 300 ms

Tabla 2-2 ERACMF vigente de la Zona 2 Núm er er o de Et apas

Por ce ce nt nt aje de r e chaz o e n c/e t apa

RELES DE UM BRAL FRECUENCIA TEM PORIZACION ( Hz ) (s )

ARRANQUE Hz

RELES DE DERIV ADA PENDIENTE TEM PORIZACION ( Hz / s ) (s )

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 1,5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los los rechazos queda por debajo debajo de 59,5 Hz Hz (3) Si el relé no permitiera ajustar la pendiente a -0.65 Hz/s, esta podrá ser ajustada a -0.6 Hz/s (4) La temporización temporización de los relés de derivada de frecuencia de las cargas que se localizan aguas aguas abajo del transf transform ormador ador 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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Tabla 2-3 ERACMF vigente de la Zona 3 Núm er o de Etapas

Por ce ntaje de rechazo en c/etapa

RELES DE UMBRAL FRECUENCIA TEMPORIZACION (Hz) (s)

ARRANQUE Hz

RELES DE DERIVADA PENDIENTE TEMPORIZACION (Hz / s) (s)

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 1,5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,5 Hz (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

Tabla 2-4 ERACMF vigente de la Zona 4 Núm er o de Etapas



ARRANQUE Hz


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 10.0% 58.70 0.15 59.8 -1.1 0.15 5 10.0% 58.60 0.15 6 13.0% 57.70 0.15 7 1,5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,5 Hz

2.1.2 Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) vigente Tabla 2-5 EDAGSF vigente CENTRAL

UNIDAD

AJUSTES DE DERIVADA (Hz / s) (Hz) (s) En condición AND

AJUSTES DE UMBRAL (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. Restitución G2 61.5 1.0 C.H. Yanango G1 61.5 10.0 C.T. Santa Rosa TG8 61.8 2.0 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 especificado.

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2.1.3 Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) vigente Tabla 2-6 ERACMT vigente AJUSTES SUBESTACION

RECHAZO (*) (MW)

Balnearios (LDS) San Juan (LDS)

81,6 49,6 69,5 Chavarría (EDN) 67,5 (*) Aguas abajo de la subestación (**) Medición en barras de 220 kV

2.2

UMBRAL (**) (kV)

TEMPORIZACION (s)

184,8 184,8 184,0 186,0

10,0 12,0 10,0 20,0

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 a 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 que activaron estos esquemas durante el primer semestre del presente año, con una valoración de la actuación de los esquemas. Puede encontrarse mayores detalles de los eventos en los Informes Técnicos publicados en el portal web del COES, que sustentan las Decisiones del COES respecto a las transgresiones a la NTCSE.

2.2.1 Eventos en los cuales se activó el ERACMF En la Tabla 2-7, se presenta la relación de eventos del primer semestre del presente año, en los cuales hubo actuaciones del ERACMF.

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Tabla 2-7 Eventos que activaron el ERACMF en el periodo 01.2016 - 06.2016

FECHA

EVENTO

DESCRIPCIÓN

06/01/2016 (13:46 h)

Desconexión de las líneas L-2253/L2254 (Cotaruse – Socabaya).

Las líneas de 220 kV L-2053/L-2054 (Cotaruse - Socabaya) desconectaron debido a fallas simultáneas, trifásica en una línea y bifásica a tierra en la otra. Producto de las fallas simultáneas, en el Área Sur se produjo una súbita disminución de frecuencia.

21/01/2016 (18:04 h)

Desconexión de la central de reserva fría Planta Ilo.

29/01/2016 (21:19 h)

Desconexión de la central Fénix.

Desconexión de la barra “B” de 138

09/03/2016 (05:38 h)

kV de subestación Paramonga Existente.

la

Las unidades TG1, TG2 y TG3 de la C.T. Reserva Fría de Generación Planta Ilo desconectaron por baja presión de succión de las bombas de combustible líquido, cuando generaban 452 MW. Las unidades TG1, TG2 y TV de la central Fénix disminuyeron su generación y desconectaron consecutivamente, por baja presión de gas. Previamente generaban 547 MW. Las líneas de 138 kV en bypass L-1101/L1102 (Paramonga Nueva – Paramonga Existente - Cahua) desconectaron por una falla en la barra “B” de 138 kV de la subestación Paramonga Existente. Como consecuencia, la barra de 13,8 kV de la subestación Paramonga y la central Paramonga Existente quedaron aisladas. Esta última no pudo regular la frecuencia del sistema aislado y desconectó, colapsando ese sistema.

FRECUENCIA MÍNIMA (HZ)

ETAPAS ACTIVADAS

CARGA DESCONECTADA POR EL ERACMF (MW)

VALORACIÓN DE LA ACTUACIÓN DEL ERACMF

59,09

---

16,34

De acuerdo a los registros del COES, no se presentaron condiciones para la activación de la derivada de frecuencia en el Área Sur. Pese a ello, se activó en algunos relés por sus características técnicas (Ver Informe COES/D/DO/SEV/IT-001-2016). Estas desconexiones fueron indeseadas porque este evento no comprometía a la estabilidad de frecuencia.

58,98

1

155,28

El ERACMF actuó satisfactoriamente.

59,01

1y7

127,96


Sin dato

1

1,39

El ERACMF no fue diseñado para esta contingencia.

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FECHA

EVENTO

DESCRIPCIÓN


14/03/2016 (02:25 h)


la

30/03/2016 (08:56 h)

Desconexión de la unidad TG2 de la central Chilca y disminución de generación de la unidad TV.

12/06/2016 (08:34 h)

Desconexión de las centrales Fénix y Santo Domingo de los Olleros.


ETAPAS ACTIVADAS



Sin dato

1

2,16


59,09

7

50,57


58,80

1, 2 y 3

600,58


Las líneas de 138 kV en bypass L-1101/L1102 (Paramonga Nueva – Paramonga Existente - Cahua) desconectaron por una falla en la barra “B” de 138 kV de la

subestación Paramonga Existente. Como consecuencia, la barra de 13,8 kV de la subestación Paramonga y la central Paramonga Existente quedaron aisladas. En dicho sistema aislado se presentaron variaciones de frecuencia por problemas de regulación. A consecuencia de una falla trifásica en la barra “B” de 220 kV de la subestación

Planicie, la unidad TG2 desconectó cuando generaba 159,74 MW. Con la desconexión de la unidad TG2, quedó fuera de servicio la caldera N°2, lo cual provocó que la unidad TV disminuya su generación de 256,70 MW a 177,10 MW. Durante las maniobras de desconexión de la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV, por mantenimiento programado, la línea de 500 kV L-5034 (Poroma – Ocoña) desconectó por actuación de su protección de sobretensión. Al encontrarse fuera de servicio la línea de 500 kV L-5001 (Chilca CTM – Carabayllo), el autotransformador de 500/220 kV AT72-523 de la subestación Chilca CTM se sobrecargó y desconectó por actuación de su protección de sobre-corriente; con ello, también desconectaron las centrales Térmicas Fénix y Santo Domingo de los Olleros con 750,30 MW.

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FECHA

EVENTO

DESCRIPCIÓN


14/03/2016 (02:25 h)


la

30/03/2016 (08:56 h)

Desconexión de la unidad TG2 de la central Chilca y disminución de generación de la unidad TV.

12/06/2016 (08:34 h)

Desconexión de las centrales Fénix y Santo Domingo de los Olleros.


ETAPAS ACTIVADAS



Sin dato

1

2,16


59,09

7

50,57


58,80

1, 2 y 3

600,58


Las líneas de 138 kV en bypass L-1101/L1102 (Paramonga Nueva – Paramonga Existente - Cahua) desconectaron por una falla en la barra “B” de 138 kV de la

subestación Paramonga Existente. Como consecuencia, la barra de 13,8 kV de la subestación Paramonga y la central Paramonga Existente quedaron aisladas. En dicho sistema aislado se presentaron variaciones de frecuencia por problemas de regulación. A consecuencia de una falla trifásica en la barra “B” de 220 kV de la subestación

Planicie, la unidad TG2 desconectó cuando generaba 159,74 MW. Con la desconexión de la unidad TG2, quedó fuera de servicio la caldera N°2, lo cual provocó que la unidad TV disminuya su generación de 256,70 MW a 177,10 MW. Durante las maniobras de desconexión de la línea L-5037 (San José – Montalvo) de 500 kV, por mantenimiento programado, la línea de 500 kV L-5034 (Poroma – Ocoña) desconectó por actuación de su protección de sobretensión. Al encontrarse fuera de servicio la línea de 500 kV L-5001 (Chilca CTM – Carabayllo), el autotransformador de 500/220 kV AT72-523 de la subestación Chilca CTM se sobrecargó y desconectó por actuación de su protección de sobre-corriente; con ello, también desconectaron las centrales Térmicas Fénix y Santo Domingo de los Olleros con 750,30 MW.

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FECHA

EVENTO

Desconexión de la 16/06/2016 (06:42 h)

barra “B” de 60 kV

de la subestación Piura Oeste.

DESCRIPCIÓN


ETAPAS ACTIVADAS



La barra “B” de 60 kV en la subestación Piura Oeste desconectó por una falla en el lado de 60 kV del transformador T15-261 (220/60/10 kV). Como consecuencia, se formó el sistema aislado entre las subestaciones de 60 kV Paita, Tierra Colorada, La Huaca, El Arenal, Sullana y las centrales Poechos, Tablazo y Curumuy.

Sin dato

1, 2 y 7

5,05

El ERACMF no fue diseñado para esta contingencia, pero su actuación fue favorable.

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FECHA

Desconexión de la 16/06/2016 (06:42 h)

DESCRIPCIÓN


ETAPAS ACTIVADAS



La barra “B” de 60 kV en la subestación Piura Oeste desconectó por una falla en el lado de 60 kV del transformador T15-261 (220/60/10 kV). Como consecuencia, se formó el sistema aislado entre las subestaciones de 60 kV Paita, Tierra Colorada, La Huaca, El Arenal, Sullana y las centrales Poechos, Tablazo y Curumuy.

Sin dato

1, 2 y 7

5,05

El ERACMF no fue diseñado para esta contingencia, pero su actuación fue favorable.

EVENTO

barra “B” de 60 kV

de la subestación Piura Oeste.

10 de 54


2.2.2 Eventos en los cuales se activó el EDAGSF En la Tabla 2-8, se presenta la relación de eventos del primer semestre del presente año, en los cuales hubo actuaciones del EDAGSF. Tabla 2-8 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo 01.2016 - 06.2016

FECHA DE OCURRENCIA

26/02/2016 (18:14 h)

EVENTO

DESCRIPCIÓN

FRECUENCIA MÁXIMA (HZ)

Desconexión de las líneas L-1009 L1010 y L-1013 de 138 kV.

Desconectaron por falla las líneas de 138 kV L1009 (Azángaro - San Rafael), L-1010 (San Gabán - Azángaro). Luego, se produjo la desconexión de la línea de 138 kV L-1013 (San Rafael - San Gabán), formándose el sistema aislado San Gabán – Mazuko Puerto Maldonado.

64,23

UNIDADES DESCONECTADAS POR ACTUACIÓN DEL EDAGSF

VALORACIÓN DE LA ACTUACIÓN DEL EDAGSF

G1 de San Gabán II

El EDAGSF actuó satisfactoriamente.


2.2.2 Eventos en los cuales se activó el EDAGSF En la Tabla 2-8, se presenta la relación de eventos del primer semestre del presente año, en los cuales hubo actuaciones del EDAGSF. Tabla 2-8 Eventos que activaron el EDAGSF en el periodo 01.2016 - 06.2016

FECHA DE OCURRENCIA

26/02/2016 (18:14 h)

EVENTO

DESCRIPCIÓN

FRECUENCIA MÁXIMA (HZ)

Desconexión de las líneas L-1009 L1010 y L-1013 de 138 kV.

Desconectaron por falla las líneas de 138 kV L1009 (Azángaro - San Rafael), L-1010 (San Gabán - Azángaro). Luego, se produjo la desconexión de la línea de 138 kV L-1013 (San Rafael - San Gabán), formándose el sistema aislado San Gabán – Mazuko Puerto Maldonado.

64,23


VALORACIÓN DE LA ACTUACIÓN DEL EDAGSF

G1 de San Gabán II

El EDAGSF actuó satisfactoriamente.

2.2.3 Eventos en los cuales se activó el ERACMT No se registraron eventos en los cuales se haya activado este esquema.

3.

CRITERIOS Y PREMISAS DEL “ESTUDIO DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA / GENERACIÓN DEL SEIN – AÑO 2016”

Los criterios que fueron tomados en cuenta para el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN del año 2016 [3], y que definieron las especificaciones técnicas de los esquemas de rechazo de carga/generación vigentes, pueden sintetizarse en lo siguiente:

3.1 



Criterios y premisas consideradas en el ERACMF y al EDAGSF vigentes Los esquemas de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF) y de desconexión automática de generación por sobrefrecuencia (EDAGSF), tienen como fin prevenir el colapso por frecuencia del SEIN o grandes subsistemas aislados, 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,

11 de 54


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. 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 (Área Norte del SEIN, a partir de las subestaciones de 500 kV La Niña y de 220 kV Guadalupe) fue diseñado pensando en proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dicha área, en caso de separación de esta zona del resto del SEIN. Asimismo, cuando tal separación se hizo improbable se optó por mantener 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 sistemas aislados con déficit de generación. El ERACMF de la Zona 3 (Área Sureste del SEIN, a partir de las subestaciones de 220 kV Nueva Abancay, Suriray, Tintaya Nueva, Puno y de 138 kV Callalli) y de la Zona 4 (Área Suroeste del SEIN, a partir de las subestaciones de 500 kV San José, de 220 kV Cotaruse, Socabaya, Moquegua y de 138 kV Santuario) fue diseñado para proveer el rechazo de carga suficiente para evitar un colapso por frecuencia en dichas áreas, en caso de separación del Área Sur del resto del SEIN y posibles agravantes como la separación posterior de las Áreas Sureste y Suroeste por oscilaciones entre ellas. El ERACMF de la Zona 2 (Área Centro del SEIN) fue diseñado para proveer el rechazo de carga complementario suficiente para hacer frente al desbalance generación-carga que se produciría en todo el SEIN en caso se desconecte intempestivamente la generación de mayor potencia instalada conectada a una misma subestación, con un despacho a plena carga. Este caso corresponde la pérdida de la generación de las centrales Mantaro, Restitución y Cerro del Águila, que están conectadas a la subestación Campo Armiño. El umbral de la primera etapa fue establecido para 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 tal sentido, considerando que la NTCSE admite una variación súbita de ±1 Hz, el estudio [6]

12 de 54


propuso un valor de 59,0 Hz como umbral de inicio para la actuación del ERACMF. 













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 del ERACMF debe ser suficiente para restablecer la frecuencia en caso de desconectar la unidad más grande del sistema. El ERACMF debería activar sus etapas en forma gradual frente a magnitudes crecientes de pérdida de generación. La actuación del ERACMF no debería provocar sobre-rechazos que eleven la frecuencia al punto de activar el EDAGSF. Asimismo, el EDAGSF no debería 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. En los despachos económicos de los escenarios del estudio, se considera los porcentajes de reserva para regulación primaria de frecuencia (RPF) vigentes, establecidos por el COES [7]. Sin embargo, para fines de las simulaciones y considerando los resultados de las evaluaciones de cumplimiento de la prestación del servicio de RPF, se considera una regulación primaria de frecuencia limitada, provista solamente por las centrales hidráulicas de potencia mayor a 10 MW. No se considera reconexión automática de cargas, porque es preferible que la restauración de suministros del sistema se desarrolle de acuerdo a las directivas del Centro de Control del COES.

3.2

Criterios y premisas consideradas en el ERACMT vigente



El ERACMT de la zona de Lima debe evitar el colapso por tensión de dicha zona.









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. 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 13 de 54


niveles operativos del estado normal, las mismas que pueden incluir el rechazo manual de carga. 





4.

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.

REVISIÓN DE LOS CRITERIOS Y PREMISAS PARA EL PRESENTE ESTUDIO

Las premisas del Estudio han sido revisadas en los aspectos que se detallan a continuación.

4.1

Umbral de la primera etapa del ERACMF

El SEIN ha cambiado mucho desde que se estableció el umbral de la primera etapa en 59 Hz [6]. Las mejoras implementadas en los últimos años en la regulación primaria de frecuencia y la reciente puesta en servicio del AGC del SEIN permiten que la frecuencia en condiciones normales esté muy próxima al valor nominal. Asimismo, actualmente las excursiones de frecuencia ante eventos de pérdida de generación son menores de lo que eran hace pocos años ante eventos similares. Dicho de otra manera, una disminución de frecuencia ahora es indicativa de una perturbación más grave que hace pocos años. De otro lado, hay una mayor presencia de centrales de ciclo combinado en la composición del parque generador. Las disminuciones de frecuencia afectan a la potencia generada por dichas centrales, con un resultado adverso para el control de la frecuencia. En tal sentido, es posible establecer un umbral de inicio de actuación del ERACMF más exigente que limite la exposición de las instalaciones del SEIN a frecuencias anormales. Se optará por establecer dicho umbral en 59,2 Hz.

4.2

ERACMF de la Zona A (Área Centro-Norte)

Las especificaciones de la Zona 1 fueron definidas cuando existía riesgo de que esta zona del Área Norte se separe del resto del SEIN a consecuencia de una falla. En comparación a las condiciones pasadas, actualmente el Área Norte está más interconectada al resto del SEIN y lo estará aún más el próximo año, cuando estén en servicio las líneas de 220 kV Cajamarca-Caclic-Moyobamba y Carhuaquero – Cajamarca

14 de 54


(Figura 4-1). En tal sentido, será aún más improbable que se formen grandes sistemas aislados en el Área Norte. Por lo señalado, se unificarán las Zonas 1 y 2 en una sola, la Zona A (Figura 5-1), uniformizando sus especificaciones.

4.3

ERACMF de las Zona B (Área Sur)

Las Zonas 3 y 4 fueron definidas con especificaciones diferenciadas, cuando existía riesgo de separación física de las Áreas Sureste y Suroeste del SEIN, como consecuencia de la pérdida de sincronismo entre estas áreas, luego de desconectar el Área Sur del resto del SEIN. En comparación a las condiciones pasadas, actualmente el Área Sur está más enmallada por la conexión de las líneas de 220 kV Tintaya - Socabaya y Cotaruse - Nueva Abancay – Suriray (Figura 4-1). En tal sentido, actualmente es improbable que se produzca la separación de las Áreas Sureste y Suroeste. Sin embargo, aún es posible que el Área Sur se separe físicamente del resto del SEIN en el periodo de avenida, en caso de estar indisponible la línea de 500 kV Poroma-OcoñaSan José y presentarse fallas simultáneas por descargas atmosféricas en ambas ternas de la línea de 220 kV Mantaro-Cotaruse. Este riesgo se mantendrá hasta que ingrese la línea de 500 kV Colcabamba-Poroma-Yarabamba-Montalvo, en el periodo de estiaje (Figura 4-1). Por lo indicado, se unificarán las Zonas 3 y 4 en una sola, la Zona B (Figura 5-1), uniformizando sus especificaciones.

Abancay 220 kV

ZONA 3

Suriray 220 kV Callalli 138 kV

ZONA 1 La Niña 500 kV Guadalupe 220 kV

0 1 0 5 L

Trujillo 500 kV

0 6 0 2 L

Carhuaquero 220 kV

9 5 0 2 L

2 2 0 2 L

3 2 0 2 L

0 2 0 1 L

Socabaya 220 kV 5 3 0 2 L

4 3 0 2 L

Trujillo 220 kV

Puno 220 kV

Tintaya 220 kV 0 3 0 2 L

Moquegua 220 kV Santuario 138 kV

0 9 1 2 L

Cajamarca 220 kV

Cotaruse 220 kV

Mantaro 220 kV L-2051

L-2052

ZONA 4 Yarabamba 500 kV

ZONA 2

L-5033

L-5035

Montalvo 500 kV

Poroma 500 kV L-5034

Ocoña 500 kV

L-5036

San José 500 kV

Figura 4-1 Zonas del ERACMF vigentes

15 de 54


5.

DEFINICIÓN DE LAS ZONAS DEL SEIN

De acuerdo a lo explicado en el numeral 4, el SEIN será dividido en las siguientes zonas, para efectos de las especificaciones del ERACMF:  

Zona A: Área Centro-Norte del SEIN. Zona B: Área Sur del SEIN.

En la Figura 5-1 se muestra las zonas definidas y las líneas que las interconectarán en el año 2017.

L-2051 Mantaro 220 kV

Cotaruse 220 kV

L-2052

Yarabamba 500 kV

ZONA A

L-5033

L-5035 Montalvo 500 kV

ZONA B

Poroma 500 kV L-5034

Ocoña 500 kV

L-5036

San José 500 kV

Figura 5-1 Zonas del ERACMF propuestas

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, ESCENARIOS Y CASOS

6.1

Modelo Dinámico del SEIN

En las simulaciones de estabilidad del 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 presente año y los proyectos de generación y transmisión que se conectarán hasta el periodo de estiaje del año 2017. Dichos proyectos se presentan en el Anexo 2.

6.2

Escenarios base

Los análisis han sido desarrollados en escenarios esperados de avenida y estiaje del año 2017, en condiciones de demanda máxima, media y mínima de un día de semana, según se muestra en la Tabla 6-1.

16 de 54


Tabla 6-1 Nomenclatura de los escenarios base ESCENARIO

PERIODO HIDROLÓGICO

CONDICIÓN DE DEMANDA

AVE2017MAX AVE2017MED AVE2017MIN EST2017MAX EST2017MED EST2017MIN

Avenida 2017 Avenida 2017 Avenida 2017 Estiaje 2017 Estiaje 2017 Estiaje 2017

Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima

La demanda (incluyendo pérdidas) para las zonas Norte, Centro y Sur del SEIN, correspondiente a los escenarios de análisis, se muestra en la Tabla 6-2. Tabla 6-2 Demanda incluyendo pérdidas ESCENARIO


ÁREA CENTRO

ÁREA NORTE

ÁREA SUR

MW 4213 4191 3116 4161 3927 3000

MW 971 888 663 969 840 635

MW 1615 1537 1463 1595 1504 1431

TOTAL SEIN MW 6800 6615 5243 6725 6271 5066

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 2017, obtenidos con el modelo NCP. Conforme a las premisas, los despachos económicos fueron obtenidos teniendo en cuenta los porcentajes de reserva actuales (3,1% en avenida y 2% en estiaje). 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

17 de 54


Tabla 6-3, se presentan la reserva rotante resultante en los escenarios base, considerando como potencias máximas a las potencias efectivas.

18 de 54


Tabla 6-3 Reserva rotante ESCENARIO


TOTAL MW 573 734 757 1055 1118 804

DE CENTRALES QUE REGULAN MW 461 354 360 873 823 625

Asimismo, en los escenarios de avenida se consideran límites de transmisión por estabilidad hacia el Área Operativa Sur, iguales a los vigentes en la avenida del 2016 (780 y 870 MW) [8]. En los escenarios de estiaje, no se considera estos límites debido al ingreso de la línea la línea de 500 kV Colcabamba – Poroma – Yarabamba – Montalvo.

6.3

Casos analizados

Para definir los Esquemas de Rechazo Automático de Carga y Desconexión Automática de Generación del año 2017, se han desarrollado simulaciones dinámicas de desconexión de unidades de generación y de líneas de interconexión, considerando los esquemas vigentes y evaluando la necesidad de modificar estos. Los casos analizados, las simulaciones y sus resultados se presentan ordenados de la siguiente manera: 





En el numeral 7, se analiza la actuación del ERACMF vigente ante la desconexión de diversas unidades y centrales de generación, incluyendo el caso de desconexión de todas las centrales de generación conectadas a la subestación Campo Armiño. Asimismo, se analiza la estabilidad de frecuencia del Área Sur del SEIN ante la desconexión de las líneas de interconexión Centro-Sur, provocando separación de áreas. En el numeral 8, se propone las modificaciones al ERACMF, con base en los resultados anteriores. En el numeral 9, se analiza la actuación del EDAGSF vigente ante la desconexión de las líneas de interconexión Centro-Sur que provocan separación de áreas.

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7.

ERACMF VIGENTE

7.1

ACTUACIÓN DEL ERACMF UNIDADES DE GENERACIÓN

VIGENTE

ANTE

DESCONEXIONES

DE

Se ha verificado el desempeño del ERACMF vigente 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 7-1. Tabla 7-1 Nomenclatura de los eventos de desconexión de unidades de generación EVENTO

UNIDADES DESCONECTADAS

DG01 DG02 DG03 DG04 DG05 DG06 DG07 DG08 DG09 DG10 DG11 DG12 DG13 DG14 DG15 DG16

TG1 FENIX CH PLATANAL CH YUNCAN + CH YAUPI CH CANÓN DEL PATO TV KALLPA TV CHILCA CH CHAGLLA CH CERRO DEL AGUILA CT VENTANILLA CT FÉNIX CH MANTARO CT KALLPA CT CHILCA CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN CT KALLPA + CH PLATANAL CH MANTARO + CH RESTITUCIÓN + CH CERRO DEL ÁGUILA

7.1.1 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 o si se activó la Etapa 7 (reposición). La magnitud de carga rechazada por activación del ERACMF. El incremento en la potencia generada en el SEIN, al final de la simulación, por actuación de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).

20 de 54


Tabla 7-2 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2017MAX

EVENTO AVE2017MAX-DG01 AVE2017MAX-DG02 AVE2017MAX-DG03 AVE2017MAX-DG04 AVE2017MAX-DG05 AVE2017MAX-DG06 AVE2017MAX-DG07 AVE2017MAX-DG08 AVE2017MAX-DG09 AVE2017MAX-DG10 AVE2017MAX-DG11 AVE2017MAX-DG12 AVE2017MAX-DG13 AVE2017MAX-DG14 AVE2017MAX-DG15 AVE2017MAX-DG16

UNIDADES DESCONECTADAS POR FALLA TG1 Fénix CH Platanal CH Yuncan + CH Yaupi CH Cañón del pato TV Kallpa TV Chilca CH Chaglla CH Cerro del Águila CT Ventanilla CT Fénix CH Mantaro CT Kallpa CT Chilca CH Mantaro + CH Restitución CT Kallpa + CH Platanal CH Mantaro + CH Restitución + CH Cerro del Águila

PÉRDIDA DE GENERACIÓN

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 216 227 258 N/D 253 313 495 447 553 659 N/D 759 788 216 1282

0 0 0 0 0 0 0 251 0 251 627 0 608 633 0 1031

161 183 194 213 -214 260 223 326 284 69 -183 162 183 239

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA ZONA ZONA ZONA 1 2 3 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 0 0 0 0 1 1 1 1 2 2 2 2 0 0 0 0 2 3 2 2 2 3 2 2 0 0 0 0 3 3 3 3

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIVA DA ------------Sí Sí -Sí

FRECUENCIA EN SAN JUAN MÍNIMA FINAL (Hz) (Hz) 59.64 59.89 59.56 59.85 59.53 59.83 59.48 59.81 60.00 60.00 59.49 59.82 59.24 59.69 58.98 59.79 59.10 59.61 58.96 59.72 58.89 59.96 60.00 60.00 58.88 59.87 58.86 59.86 59.56 59.85 58.73 59.68

N/D: Unidad o central no despachada

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Tabla 7-3 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2017MED

EVENTO AVE2017MED-DG01 AVE2017MED-DG02 AVE2017MED-DG03 AVE2017MED-DG04 AVE2017MED-DG05 AVE2017MED-DG06 AVE2017MED-DG07 AVE2017MED-DG08 AVE2017MED-DG09 AVE2017MED-DG10 AVE2017MED-DG11 AVE2017MED-DG12 AVE2017MED-DG13 AVE2017MED-DG14 AVE2017MED-DG15 AVE2017MED-DG16



RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

190 216 227 258 N/D 168 436 495 458 563 657 N/D 505 855 216 1350

0 0 0 0 0 0 243 243 0 243 607 0 243 706 0 1356

172 189 200 223 -146 200 237 345 309 76 -220 171 189 36

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA 1 0 0 0 0 0 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 3

ZONA 2 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 0 1 3 0 4

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 4

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 4

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -------------Sí -Sí



22 de 54



EVENTO AVE2017MED-DG01 AVE2017MED-DG02 AVE2017MED-DG03 AVE2017MED-DG04 AVE2017MED-DG05 AVE2017MED-DG06 AVE2017MED-DG07 AVE2017MED-DG08 AVE2017MED-DG09 AVE2017MED-DG10 AVE2017MED-DG11 AVE2017MED-DG12 AVE2017MED-DG13 AVE2017MED-DG14 AVE2017MED-DG15 AVE2017MED-DG16



RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

190 216 227 258 N/D 168 436 495 458 563 657 N/D 505 855 216 1350

0 0 0 0 0 0 243 243 0 243 607 0 243 706 0 1356

172 189 200 223 -146 200 237 345 309 76 -220 171 189 36


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 0 1 3 0 4

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 4

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 4

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -------------Sí -Sí



22 de 54


Tabla 7-4 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2017MIN

EVENTO

AVE2017MIN-DG01 AVE2017MIN-DG02 AVE2017MIN-DG03 AVE2017MIN-DG04 AVE2017MIN-DG05 AVE2017MIN-DG06 AVE2017MIN-DG07 AVE2017MIN-DG08 AVE2017MIN-DG09 AVE2017MIN-DG10 AVE2017MIN-DG11 AVE2017MIN-DG12 AVE2017MIN-DG13 AVE2017MIN-DG14 AVE2017MIN-DG15 AVE2017MIN-DG16



RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

130 216 242 258 N/D N/D 436 495 290 390 658 N/D N/D 773 216 1267

0 0 0 0 0 0 193 203 0 41 334 0 0 485 0 1105

111 175 192 205 --197 228 221 276 257 --224 175 135


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 3 3 0 0 3 0 0 3 0 4

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 0 4

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 0 4

SE ACTIVA ETAPA 7 ---------Sí Sí --Sí ---

DERIV ADA ------Sí Sí --Sí --Sí -Sí

FRECUENCIA EN SAN JUAN MÍNIMA (Hz) 59.74 59.52 59.46 59.42 60.00 60.00 58.98 58.97 59.37 59.08 59.01 60.00 60.00 58.96 59.52 58.61

FINAL (Hz) 59.91 59.79 59.75 59.73 60.00 60.00 59.69 59.65 59.71 59.62 59.61 60.00 60.00 59.61 59.79 59.78


23 de 54



EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

130 216 242 258 N/D N/D 436 495 290 390 658 N/D N/D 773 216 1267

0 0 0 0 0 0 193 203 0 41 334 0 0 485 0 1105

111 175 192 205 --197 228 221 276 257 --224 175 135


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 3 3 0 0 3 0 0 3 0 4

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 0 4

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 0 4

SE ACTIVA ETAPA 7 ---------Sí Sí --Sí ---

DERIV ADA ------Sí Sí --Sí --Sí -Sí


FINAL (Hz) 59.91 59.79 59.75 59.73 60.00 60.00 59.69 59.65 59.71 59.62 59.61 60.00 60.00 59.61 59.79 59.78


23 de 54


Tabla 7-5 Desconexión de unidades de generación en escenario EST2017MAX

EVENTO

EST2017MAX-DG01 EST2017MAX-DG02 EST2017MAX-DG03 EST2017MAX-DG04 EST2017MAX-DG05 EST2017MAX-DG06 EST2017MAX-DG07 EST2017MAX-DG08 EST2017MAX-DG09 EST2017MAX-DG10 EST2017MAX-DG11 EST2017MAX-DG12 EST2017MAX-DG13 EST2017MAX-DG14 EST2017MAX-DG15 EST2017MAX-DG16



RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 218 132 100 283 263 241 266 456 559 613 848 790 809 1066 1074

0 0 0 0 0 0 0 0 0 250 250 626 626 626 717 1031

163 191 117 81 239 231 213 227 387 294 317 231 198 186 349 89


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 3 3

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 2 3

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 2 3

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA --------------Sí Sí


FINAL (Hz) 59.87 59.84 59.90 59.93 59.80 59.81 59.80 59.79 59.67 59.76 59.69 59.81 59.84 59.81 59.70 59.91


24 de 54



EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 218 132 100 283 263 241 266 456 559 613 848 790 809 1066 1074

0 0 0 0 0 0 0 0 0 250 250 626 626 626 717 1031

163 191 117 81 239 231 213 227 387 294 317 231 198 186 349 89


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 3 3

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 2 3

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 2 3

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA --------------Sí Sí


FINAL (Hz) 59.87 59.84 59.90 59.93 59.80 59.81 59.80 59.79 59.67 59.76 59.69 59.81 59.84 59.81 59.70 59.91


24 de 54


Tabla 7-6 Desconexión de unidades de generación en escenario EST2017MED

EVENTO

EST2017MED-DG01 EST2017MED-DG02 EST2017MED-DG03 EST2017MED-DG04 EST2017MED-DG05 EST2017MED-DG06 EST2017MED-DG07 EST2017MED-DG08 EST2017MED-DG09 EST2017MED-DG10 EST2017MED-DG11 EST2017MED-DG12 EST2017MED-DG13 EST2017MED-DG14 EST2017MED-DG15 EST2017MED-DG16



RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 N/D 140 100 275 238 241 317 456 559 665 826 715 877 826 1195

0 0 0 0 0 0 0 0 234 234 585 585 585 958 585 1312

165 -124 84 235 211 214 271 214 309 104 236 169 -236 --


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 3 2 3 3 4

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 3 2 4

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 3 2 4

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------Sí --Sí Sí


FINAL (Hz) 59.85 60.00 59.88 59.93 59.78 59.80 59.77 59.69 59.80 59.70 59.88 59.76 59.83 60.00 59.76 60.02


25 de 54



EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 N/D 140 100 275 238 241 317 456 559 665 826 715 877 826 1195

0 0 0 0 0 0 0 0 234 234 585 585 585 958 585 1312

165 -124 84 235 211 214 271 214 309 104 236 169 -236 --


ZONA 2 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 3 2 3 3 4

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 3 2 4

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2 2 3 2 4

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------Sí --Sí Sí


FINAL (Hz) 59.85 60.00 59.88 59.93 59.78 59.80 59.77 59.69 59.80 59.70 59.88 59.76 59.83 60.00 59.76 60.02


25 de 54


Tabla 7-7 Desconexión de unidades de generación en escenario EST2017MIN

EVENTO

EST2017MIN-DG01 EST2017MIN-DG02 EST2017MIN-DG03 EST2017MIN-DG04 EST2017MIN-DG05 EST2017MIN-DG06 EST2017MIN-DG07 EST2017MIN-DG08 EST2017MIN-DG09 EST2017MIN-DG10 EST2017MIN-DG11 EST2017MIN-DG12 EST2017MIN-DG13 EST2017MIN-DG14 EST2017MIN-DG15 EST2017MIN-DG16



RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 151 35 100 283 263 N/D 364 474 559 211 848 790 279 999 643

0 0 0 0 0 0 0 190 190 190 0 588 471 0 786 475

158 129 34 83 235 226 -160 261 329 167 260 316 211 227 144

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA 1 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 3 3 -3 2

ZONA 2 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 3 3 -3 2

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 2 1 -3 2

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 2 1 -3 2

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------Sí Sí -Sí --


FINAL (Hz) 59.84 59.86 59.96 59.91 59.77 59.78 60.00 59.82 59.74 59.67 59.81 59.74 59.67 59.72 59.75 59.76


26 de 54



UNIDADES DESCONECTADAS POR FALLA

EVENTO


TG1 Fénix CH Platanal CH Yuncan + CH Yaupi CH Cañón del pato TV Kallpa TV Chilca CH Chaglla CH Cerro del Águila CT Ventanilla CT Fénix CH Mantaro CT Kallpa CT Chilca CH Mantaro + CH Restitución CT Kallpa + CH Platanal CH Mantaro + CH Restitución + CH Cerro del Águila


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 151 35 100 283 263 N/D 364 474 559 211 848 790 279 999 643

0 0 0 0 0 0 0 190 190 190 0 588 471 0 786 475

158 129 34 83 235 226 -160 261 329 167 260 316 211 227 144

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA 1 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 3 3 -3 2

ZONA 2 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 3 3 -3 2

ZONA 3 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 2 1 -3 2

SE ACTIVA

ZONA 4 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 2 1 -3 2

ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------Sí Sí -Sí --


FINAL (Hz) 59.84 59.86 59.96 59.91 59.77 59.78 60.00 59.82 59.74 59.67 59.81 59.74 59.67 59.72 59.75 59.76


26 de 54


7.2

ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DE LA GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA

Se simuló la desconexión de generación más crítica, que corresponde a las centrales Cerro del Águila, Mantaro y Restitución, con despachos a plena carga (1412 MW), en el periodo hidrológico de avenida.

7.2.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 7-8 y en la Figura 7-1. Tabla 7-8 Resultados con el ERACMF vigente

ESCENARIO

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

1396 1346 1293

70 101 110

AVE2017MAX AVE2017MED AVE2017MIN

60.40

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA 1 3 3 3

ZONA 2 4 4 5

ZONA 3 4 4 5

ZONA 4 4 4 5

SE ACTIVA ETAPA 7 ----

DERIVADA SÍ SÍ SÍ

FRECUENCIA EN SAN JUAN MÍNIMA FINAL (Hz) (Hz) 58.65 59.94 58.63 59.9 58.18 59.85

T N E L I S g I

D


7.2

ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DE LA GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA

Se simuló la desconexión de generación más crítica, que corresponde a las centrales Cerro del Águila, Mantaro y Restitución, con despachos a plena carga (1412 MW), en el periodo hidrológico de avenida.

7.2.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 7-8 y en la Figura 7-1. Tabla 7-8 Resultados con el ERACMF vigente

ESCENARIO

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

1396 1346 1293

70 101 110



ZONA 2 4 4 5

ZONA 3 4 4 5

ZONA 4 4 4 5

FRECUENCIA EN SAN JUAN MÍNIMA FINAL (Hz) (Hz) 58.65 59.94 58.63 59.9 58.18 59.85



T N E L I S g I

60.40

D

59.90

59.40

58.90

58.40

57.90 -0.100

17.92 SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AVE2017MAX SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2017MED SAN JUAN 220\SAN JUAN 220A: AV E2017MIN

35.94

53.96

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2017 Desconexión CH Cerro del Águila, Mantaro y Restitución

71.98

[s]

90.00

RESUMEN Date: Annex : /1

Figura 7-1 Comportamiento de la frecuencia ante la desconexión de las centrales Cerro del Águila, Mantaro y Restitución a plena carga

27 de 54


7.3

ACTUACIÓN DEL ERACMF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR DEL RESTO DEL SEIN

7.3.1 Desconexión por fallas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 limitada a 505 MVA. Estando fuera de servicio la línea L-5036 (Ocoña - San José), el límite de transmisión actual de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro - Cotaruse) está definido por la capacidad contractual de estas (505 MVA totales en Campo Armiño). En esa condición y en escenarios de avenida, se simularon fallas bifásicas a tierra simultáneas y aperturas definitivas en las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro - Cotaruse).

7.3.1.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 7-9 y en la Figura 7-2 Tabla 7-9 Resultados con el ERACMF vigente

ESCENARIO


PÉRDIDA DE POTENCIA TRANSMITIDA (EN COTARUSE)

RECHAZO DE CARGA

MW

MW

470 470 470

405 360 370


ZONA 4 4 4 4

SE ACTIVA

ETAPA 7 Sí -Sí

DERIVA DA Sí Sí Sí

FRECUENCIA EN SOCABAYA MÍNIMA (Hz) 59.17 58.87 58.97

FINAL (Hz) 59.93 59.52 59.82

DESCONEXIÓN DE CARGA POR PROTECCIONES PROPIAS MW

48 48 48

28 de 54


T N E L I

60.70

S g I D

60.30

59.90

59.50

59.10

58.70 -0.100

17.92 35.94 SOCABAYA 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MAX SOCABAYA 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MED SOCABAYA 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MIN

53.96

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2017 Desconexión de las Líneas L-2051/2052, F/S L-5036

71.98

[s]

90.00

F SUR Date: Annex : /1

Figura 7-2 Frecuencia en el Área Sur

7.4 







CONCLUSIONES SOBRE EL ERACMF VIGENTE Con el ERACMF vigente, la estabilidad de frecuencia en el SEIN se mantiene ante diversos eventos de desconexión de unidades y centrales de generación, factibles de ocurrir; inclusive la desconexión de la generación de Campo Armiño a plena carga (1412 MW). Con el ERACMF vigente, la estabilidad de frecuencia en el Área Sur del SEIN se mantiene ante la separación de esta área del resto del SEIN, importando hasta 470 MW en Cotaruse. No obstante, en caso de presentarse pérdida de sincronismo (inestabilidad angular), el ERACMF poco o nada podría hacer. El ERACMF vigente se activa solamente hasta la Etapa 5 (excluyendo la Etapa 7 que actúa más lento), lo cual quiere decir que es factible considerar una reducción en el rechazo de carga porcentual total para facilitar su implementación, especialmente para los usuarios libres que lo implementan por primera vez. Ante algunos eventos, que no son los más severos, se activa la derivada en el ERACMF vigente de algunas zonas, lo cual implica que estas zonas asumen el rechazo de carga en mayor proporción respecto de su demanda (en esos eventos).

29 de 54




En algunos eventos, se activa la Etapa 7 del ERACMF vigente, lo cual implica que la recuperación de la frecuencia al objetivo de 59,5 Hz es relativamente lenta (en esos eventos).

30 de 54


8.

ERACMF PROPUESTO

Se propone modificar los ajustes del ERACMF, de acuerdo a lo siguiente: Tabla 8-1 ERACMF de la Zona A (Área Centro-Norte del SEIN) Núm e ro de Etapas



ARRANQUE Hz


1 4.0% 59.20 0.15 59.8 -1.0 0.15 2 6.0% 59.00 0.15 59.8 -1.0 0.15 3 4.0% 58.80 0.15 59.8 -1.0 0.15 4 5.0% 58.60 0.15 5 5.0% 58.50 0.15 6 7 1.5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,5 Hz (3) La temporización de los relés de derivada de f recuencia será 300 ms en las car gas que se localizan aguas abajo de: - Transformadores 138/66 kV de la subestación Huallanca y 10/66 kV de la subestación Kiman Ayllu. - Subestación Zorritos 220 kV - Subestación Talara 220 kV - Líneas L-6654 y L-6698

Tabla 8-2 ERACMF de la Zona B (Área Sur del SEIN) Núm er o de Etapas



ARRANQUE Hz


1 4.0% 59.20 0.15 59.8 -1.1 0.2 2 6.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.2 3 10.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.2 4 8.0% 58.60 0.15 5 8.0% 58.50 0.15 6 12.0% 58.20 0.15 7 1.5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,5 Hz (3) La temporización de los relés de derivada de f recuencia será 350 ms en las c argas que se localizan aguas debajo de las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay.

Cabe resaltar los siguientes cambios respecto al esquema vigente: 





De acuerdo a la revisión de las premisas del numeral 4, se unifican las Zonas 1 y 2 en una sola, denominada Zona A, con porcentajes de rechazo por etapa similares a los que tenía la Zona 2. En la nueva Zona A, se retira la Etapa 6 dado que no se activa en los casos analizados en el numeral 7. En la nueva Zona A, el ajuste de la pendiente se cambia a -1 Hz/s para hacer más equilibrada la participación de las zonas del ERACMF cuando se activa la derivada.

31 de 54








 



8.1

De acuerdo a la revisión de las premisas del numeral 4, se juntan las Zonas 3 y 4 en una sola, denominada Zona B. En la nueva Zona B, se incrementa la temporización de la derivada a 200 ms para evitar actuaciones indeseadas como la registrada el 06.01.2016. En la nueva Zona B, los porcentajes de rechazo de las Etapas 4 y 5 se cambian a 8% en cada una. En la nueva Zona B, se deja la Etapa 6 como reserva con un umbral de 58,2 Hz. De acuerdo a la revisión de las premisas del numeral 4, el umbral de la Etapa 1 en ambas zonas se cambia a 59,2 Hz. Asimismo, los umbrales de las Etapas 2, 3, 4 y 5 se establecen en 59,0; 58,8; 58,6 y 58,5 Hz, respectivamente. En ambas zonas, se retira la derivada de la Etapa 4.

ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE DESCONEXIONES DE UNIDADES DE GENERACIÓN

8.1.1 Resultados En las tablas siguientes, se presenta los resultados de la simulación de eventos de desconexión de unidades y centrales de generación, indicando:  

 

Las frecuencias mínima y final obtenidas. La última etapa activada del ERACMF por zona (hasta la Etapa 6), precisando si se activó la derivada o la Etapa 7 (reposición). La magnitud de carga rechazada por activación del ERACMF. El incremento en la potencia generada en el SEIN, al final de la simulación, por actuación de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).

32 de 54


Tabla 8-3 Desconexión de unidades de generación en escenario AVE2017MAX

AVE2017MAX-DG01 AVE2017MAX-DG02 AVE2017MAX-DG03 AVE2017MAX-DG04 AVE2017MAX-DG05 AVE2017MAX-DG06 AVE2017MAX-DG07 AVE2017MAX-DG08 AVE2017MAX-DG09 AVE2017MAX-DG10 AVE2017MAX-DG11 AVE2017MAX-DG12 AVE2017MAX-DG13 AVE2017MAX-DG14 AVE2017MAX-DG15 AVE2017MAX-DG16

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

ZONA A

ZONA B

ETAPA 7

DERIV ADA

MÍNIMA (Hz)

FINAL (Hz)

185 216 227 258 N/D 253 313 495 447 553 659 N/D 759 788 216 1283

0 0 0 0 0 0 0 251 251 251 627 0 627 627 0 971

162 185 195 215 -216 263 224 173 286 68 -169 170 185 272

0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 2 0 2 2 0 3

0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 2 0 2 2 0 4

-----------------

---------------Sí

59.65 59.57 59.54 59.48 60.00 59.49 59.25 59.16 59.18 59.12 58.98 60.00 58.96 58.96 59.57 58.65

59.89 59.86 59.84 59.82 60.00 59.82 59.71 59.80 59.88 59.74 59.96 60.00 59.89 59.86 59.86 59.56


EVENTO


ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA


SE ACTIVA

FRECUENCIA EN SAN JUAN


33 de 54



AVE2017MED-DG01 AVE2017MED-DG02 AVE2017MED-DG03 AVE2017MED-DG04 AVE2017MED-DG05 AVE2017MED-DG06 AVE2017MED-DG07 AVE2017MED-DG08 AVE2017MED-DG09 AVE2017MED-DG10 AVE2017MED-DG11 AVE2017MED-DG12 AVE2017MED-DG13 AVE2017MED-DG14 AVE2017MED-DG15 AVE2017MED-DG16

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

ZONA A

ZONA B

ETAPA 7

DERIV ADA

MÍNIMA (Hz)

FINAL (Hz)

190 216 227 258 N/D 168 436 495 458 563 657 N/D 505 855 216 1350

0 0 0 0 0 0 243 243 243 243 607 0 243 607 0 1285

172 189 201 224 -146 200 237 184 309 76 -230 239 189 99

0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 0 1 2 0 4

0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 0 1 2 0 4

-----------------

---------------Sí

59.59 59.52 59.48 59.41 60.00 59.66 59.16 59.14 59.18 59.05 58.97 60.00 59.15 58.89 59.52 58.55

59.88 59.86 59.84 59.82 60.00 59.91 59.84 59.80 59.88 59.72 59.94 60.00 59.82 59.74 59.86 59.91

UNIDADESDESCONECTADAS POR FALLA

EVENTO




SE ACTIVA



34 de 54



AVE2017MED-DG01 AVE2017MED-DG02 AVE2017MED-DG03 AVE2017MED-DG04 AVE2017MED-DG05 AVE2017MED-DG06 AVE2017MED-DG07 AVE2017MED-DG08 AVE2017MED-DG09 AVE2017MED-DG10 AVE2017MED-DG11 AVE2017MED-DG12 AVE2017MED-DG13 AVE2017MED-DG14 AVE2017MED-DG15 AVE2017MED-DG16

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

ZONA A

ZONA B

ETAPA 7

DERIV ADA

MÍNIMA (Hz)

FINAL (Hz)

190 216 227 258 N/D 168 436 495 458 563 657 N/D 505 855 216 1350

0 0 0 0 0 0 243 243 243 243 607 0 243 607 0 1285

172 189 201 224 -146 200 237 184 309 76 -230 239 189 99

0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 0 1 2 0 4

0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 2 0 1 2 0 4

-----------------

---------------Sí

59.59 59.52 59.48 59.41 60.00 59.66 59.16 59.14 59.18 59.05 58.97 60.00 59.15 58.89 59.52 58.55

59.88 59.86 59.84 59.82 60.00 59.91 59.84 59.80 59.88 59.72 59.94 60.00 59.82 59.74 59.86 59.91

UNIDADESDESCONECTADAS POR FALLA

EVENTO




SE ACTIVA



34 de 54




EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

130 216 242 258 N/D N/D 436 495 290 390 658 N/D N/D 773 216 1267

0 0 0 0 0 0 193 193 0 193 449 0 0 483 0 1042

111 176 192 206 --197 235 222 172 174 --218 176 179

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA ZONA A B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 0 0 1 1 2 2 0 0 0 0 2 2 0 0 4 4

SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA ---------------Sí


FINAL (Hz) 59.91 59.79 59.75 59.73 60.00 60.00 59.69 59.64 59.71 59.82 59.77 60.00 60.00 59.58 59.79 59.66


35 de 54




EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

130 216 242 258 N/D N/D 436 495 290 390 658 N/D N/D 773 216 1267

0 0 0 0 0 0 193 193 0 193 449 0 0 483 0 1042

111 176 192 206 --197 235 222 172 174 --218 176 179


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA ---------------Sí


FINAL (Hz) 59.91 59.79 59.75 59.73 60.00 60.00 59.69 59.64 59.71 59.82 59.77 60.00 60.00 59.58 59.79 59.66


35 de 54



EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 218 132 100 283 263 241 266 456 559 613 848 790 809 1066 1074

0 0 0 0 0 0 0 0 250 250 250 626 626 626 626 969

163 191 117 81 239 231 213 227 198 293 317 230 198 186 418 133


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------------


FINAL (Hz) 59.87 59.84 59.90 59.93 59.80 59.81 59.80 59.79 59.84 59.76 59.69 59.81 59.84 59.81 59.64 59.85

36 de 54




EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 218 132 100 283 263 241 266 456 559 613 848 790 809 1066 1074

0 0 0 0 0 0 0 0 250 250 250 626 626 626 626 969

163 191 117 81 239 231 213 227 198 293 317 230 198 186 418 133


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------------


FINAL (Hz) 59.87 59.84 59.90 59.93 59.80 59.81 59.80 59.79 59.84 59.76 59.69 59.81 59.84 59.81 59.64 59.85

36 de 54




EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 N/D 140 100 275 238 241 317 456 559 665 826 715 877 826 1195

0 0 0 0 0 0 0 234 234 234 585 585 585 585 585 1242

166 -126 85 237 213 216 96 215 310 106 242 169 281 242 22


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------------


FINAL (Hz) 59.85 60.00 59.88 59.93 59.78 59.80 59.77 59.91 59.80 59.70 59.88 59.78 59.83 59.68 59.78 59.96


37 de 54




EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 N/D 140 100 275 238 241 317 456 559 665 826 715 877 826 1195

0 0 0 0 0 0 0 234 234 234 585 585 585 585 585 1242

166 -126 85 237 213 216 96 215 310 106 242 169 281 242 22


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------------


FINAL (Hz) 59.85 60.00 59.88 59.93 59.78 59.80 59.77 59.91 59.80 59.70 59.88 59.78 59.83 59.68 59.78 59.96


37 de 54



EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 151 35 100 283 263 N/D 364 474 559 211 848 790 279 999 643

0 0 0 0 0 0 0 190 190 456 0 475 475 0 748 475

157 128 33 82 233 224 -158 258 118 165 343 306 211 255 144


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------------


FINAL (Hz) 59.84 59.85 59.96 59.91 59.76 59.77 60.00 59.81 59.73 59.88 59.80 59.64 59.68 59.72 59.71 59.76


38 de 54




EVENTO




RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

MW

185 151 35 100 283 263 N/D 364 474 559 211 848 790 279 999 643

0 0 0 0 0 0 0 190 190 456 0 475 475 0 748 475

157 128 33 82 233 224 -158 258 118 165 343 306 211 255 144


SE ACTIVA ETAPA 7 -----------------

DERIV ADA -----------------


FINAL (Hz) 59.84 59.85 59.96 59.91 59.76 59.77 60.00 59.81 59.73 59.88 59.80 59.64 59.68 59.72 59.71 59.76


38 de 54


8.2

ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIÓN DE GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA

Se simuló la desconexión de generación más crítica, que corresponde a las centrales Cerro del Águila, Mantaro y Restitución con despachos a plena carga (1412 MW), en el periodo hidrológico de avenida.

8.2.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 8-9 y en la Figura 8-1. Tabla 8-9 Resultados con el ERACMF propuesto

ESCENARIO


62.00

RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

1328.87 1284.77 1243.35

124 152 146

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA ZONA A B 4 4 4 4 5 5



FRECUENCIA EN SAN JUAN MÍNIMA (Hz) 58.65 58.63 58.18

FINAL (Hz) 59.94 59.9 59.85

T N E L I S g


8.2

ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIÓN DE GENERACIÓN CONECTADA A CAMPO ARMIÑO A PLENA CARGA

Se simuló la desconexión de generación más crítica, que corresponde a las centrales Cerro del Águila, Mantaro y Restitución con despachos a plena carga (1412 MW), en el periodo hidrológico de avenida.

8.2.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 8-9 y en la Figura 8-1. Tabla 8-9 Resultados con el ERACMF propuesto

ESCENARIO


RECHAZO DE CARGA

APORTE DE LA RPF

MW

MW

1328.87 1284.77 1243.35

124 152 146

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA ZONA A B 4 4 4 4 5 5



MÍNIMA (Hz) 58.65 58.63 58.18


FINAL (Hz) 59.94 59.9 59.85

T N E L I

62.00

S g I

D

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00 -0.100


35.94

53.96

Estudio de Rechazo automático de Carga/Generación 2017 Desconexión CH Cerro del Águila, Mantaro y Restitución

71.98

[s]

90.00

RESUMEN Date: Annex : /1

Figura 8-1 Comportamiento de la frecuencia ante la desconexión de las centrales Cerro del Águila, Mantaro y Restitución

39 de 54


8.3

ACTUACIÓN DEL ERACMF PROPUESTO ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR DEL RESTO DEL SEIN

8.3.1 Desconexión por fallas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 limitada a 505 MVA. Estando fuera de servicio la línea L-5036 (Ocoña - San José), el límite de transmisión actual de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro - Cotaruse) está definido por la capacidad contractual de estas (505 MVA totales en Campo armiño). En esa condición y en escenarios de avenida, se simularon fallas bifásicas a tierra simultáneas y aperturas definitivas en las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro - Cotaruse).

8.3.1.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 8-10 y en la Figura 8-2. Tabla 8-10 Resultados con el ERACMF propuesto

ESCENARIO



RECHAZO DE CARGA

MW

MW

470 470 470

417 397 375

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA B 4 5 5

SE ACTIVA

ETAPA 7 ----


FRECUENCIA EN SOCABAYA MÍNIMA (Hz) 58.54 58.51 58.55

FINAL (Hz) 59.93 59.79 59.71

DESCONEXIÓN DE CARGA POR PROTECCIONES PROPIAS MW

48 48 48

40 de 54

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2017 INFORME FINAL T N E L I

60.80

S g I D

60.30

59.80

59.30

58.80

58.30 -0.100

17.92 35.94 SOCABAY A 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MAX SOCABAY A 220\SOCABAYA 220A: A VE2017MED SOCABAY A 220\SOCABAYA 220A: A VE2017MIN

53.96

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2017 Desconexión de las Líneas L-2051/2052, F/S L-5036 505 MVA

71.98

[s]

90.00



8.3.2 Desconexión por fallas simultáneas de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro Cotaruse), estando la línea L-5036 (Ocoña - San José) fuera de servicio. Transmisión por las líneas L-2051 y L-2052 de 570 MW en Cotaruse El recientemente aprobado Decreto Supremo Nº 020-2016-EM [9] suspende temporalmente la aplicación de la NTCSE en el Área Sur del SEIN, en caso de producirse interrupciones de suministro por desconexiones en la línea Mantaro-CotaruseSocabaya, cuando esta sea el único enlace en servicio entre el Área Sur y el Área Centro del SEIN y, al mismo tiempo, transporte una potencia superior a 505 MVA. En tal sentido, en los escenarios de avenida se simuló fallas bifásicas a tierra simultáneas y aperturas definitivas en las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro - Cotaruse), transportando 570 MW a Cotaruse y estando fuera de servicio la línea L-5036 (Ocoña San José). Esta potencia transmitida es referencial porque aún no se han establecido nuevos límites de transmisión hacia el Área Sur aplicando el Decreto Supremo Nº 0202016-EM.

8.3.2.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 8-11 y en la Figura 8-3.

41 de 54


Tabla 8-11 Resultados con el ERACMF propuesto

ESCENARIO



RECHAZO DE CARGA

MW

MW

570 570 570

536 508 479

ÚLTIMA ETAPA ACTIVADA POR ZONA ZONA B 5 5 5

FRECUENCIA EN SOCABAYA

SE ACTIVA

ETAPA 7 ----


MÍNIMA (Hz) 58.46 58.35 58.39

DESCONEXIÓN DE CARGA POR PROTECCIONES PROPIAS

FINAL (Hz) 59.93 59.79 59.71

MW

48 48 48

T N E L I

62.00

S g I D

61.00

60.00

59.00

58.00

57.00 -0.100

17.92 35.94 SOCABAYA 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MAX SOCABAYA 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MED SOCABAYA 220\SOCABAY A 220A: A VE2017MIN

53.96

Estudio Automático de Rechazo de Carga/Generación 2017 Desconexión de las Líneas L-2051/2052, F/S L-5036 570 MW

71.98

[s]

90.00



8.4 



CONCLUSIONES SOBRE EL ERACMF PROPUESTO Con el ERACMF propuesto, la estabilidad de frecuencia en el SEIN se mantiene ante diversos eventos de desconexión de unidades y centrales de generación, factibles de ocurrir; inclusive ante la desconexión de la generación de Campo Armiño a plena carga (1412 MW). Con el ERACMF propuesto, la estabilidad de frecuencia en el Área Sur del SEIN se mantiene ante la separación de esta área del resto del SEIN, importando hasta 570 MW en Cotaruse. No obstante, en caso de presentarse pérdida de sincronismo (inestabilidad angular), el ERACMF poco o nada podría hacer.

42 de 54




La Etapa 6 del ERACMF de la Zona B queda como reserva en caso de que fuera factible incrementar el límite de transmisión correspondiente a la condición en que la línea L-5036 está fuera de servicio.

43 de 54


9.

EDAGSF VIGENTE

9.1

ACTUACIÓN DEL EDAGSF VIGENTE ANTE LA DESCONEXIÓN DEL ÁREA SUR DEL RESTO DEL SEIN

Por ser la desconexión del Área Sur del resto del SEIN el evento que provocaría la mayor sobre-frecuencia (en el Área Centro-Norte), se ha verificado la actuación del EDAGSF ante esta perturbación. Estando fuera de servicio la línea L-5036 (Ocoña - San José), el límite de transmisión actual de las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro - Cotaruse) está definido por la capacidad contractual de estas (505 MVA en Campo armiño). En esa condición y en escenarios de avenida, se simularon fallas bifásicas a tierra simultáneas y aperturas definitivas en las líneas L-2051 y L-2052 (Mantaro -Cotaruse).

9.1.1 Resultados Los principales resultados de las simulaciones se indican en la Tabla 9-1 y en la Figura 9-1 Tabla 9-1 Resultados con el EDAGSF vigente

ESCENARIO


UNIDADES DESCONECTADAS POR ACTUACIÓN DE SUS PROTECCIONES PROPIAS Pías G2, Pariac G2, San Antonio G3

GENERACIÓN DESCONECTADA

FRECUENCIA MÁXIMA

FRECUENCIA FINAL

MW

Hz

Hz

6.27

61.14

60.31

AVE2017MAX

--

AVE2017MED

--

Pías G2, Pariac G2

6.27

61.20

60.34

AVE2017MIN

--

Pías G2, Pariac G2

3.06

61.26

60.38

44 de 54


T N E L I

61.40

S g I D

4.344 s 61.256 Hz

5.922 s 61.198 Hz

61.10

5.779 s 61.143 Hz

60.80

89.975 s 60.376 Hz

60.50

89.975 s 60.312 Hz

60.20

59.90 -0.100


35.94

53.96

Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación 2017 Desconexión de las Líneas L-2051/2052, F/S L-5036 505 MVA

71.98

[s]

90.00

F CENTRO-NORTE Date: Annex : /3

Figura 9-1 Frecuencia en el Área Centro-Norte

9.2 



CONCLUSIONES SOBRE EL EDAGSF VIGENTE El EDAGSF vigente no se activaría ante una separación del Área Sur del resto del SEIN, transmitiéndose a dicha área hasta 505 MVA en Campo Armiño. No obstante, la estabilidad de frecuencia en el Área Centro-Norte del SEIN se mantiene. El EDAGSF puede dejarse como está.

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10.

ESQUEMAS DE RECHAZO AUTOMÁTICO DE CARGA Y GENERACIÓN DEL AÑO 2017

En conclusión, los esquemas del año 2017 serán los siguientes:

10.1

Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) del año 2017 Tabla 10-1 ERACMF de la Zona A (Área Centro-Norte del SEIN)

Núm e ro de Etapas



ARRANQUE Hz


1 4.0% 59.20 0.15 59.8 -1.0 0.15 2 6.0% 59.00 0.15 59.8 -1.0 0.15 3 4.0% 58.80 0.15 59.8 -1.0 0.15 4 5.0% 58.60 0.15 5 5.0% 58.50 0.15 6 7 1.5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,5 Hz (3) La temporización de los relés de derivada de f recuencia será 300 ms en las car gas que se localizan aguas abajo de: - Transformadores 138/66 kV de la subestación Huallanca y 10/66 kV de la subestación Kiman Ayllu. - Subestación Zorritos 220 kV - Subestación Talara 220 kV - Líneas L-6654 y L-6698

Tabla 10-2 ERACMF de la Zona B (Área Sur del SEIN) Núm e ro de Etapas



ARRANQUE Hz


1 4.0% 59.20 0.15 59.8 -1.1 0.2 2 6.0% 59.00 0.15 59.8 -1.1 0.2 3 10.0% 58.80 0.15 59.8 -1.1 0.2 4 8.0% 58.60 0.15 5 8.0% 58.50 0.15 6 12.0% 58.20 0.15 7 1.5% 59.50 60.0 (1) La temporización de los relés de derivada de frecuencia no incluye el tiempo requerido por el relé para medir la pendiente. Se recomienda ajustar la ventana de medición de la pendiente de 4 a 6 ciclos. (2) La etapa 7 es un respaldo para reponer la frecuencia, si luego de los rechazos queda por debajo de 59,5 Hz (3) La temporización de los relés de derivada de f recuencia será 350 ms en las car gas que se localizan aguas debajo de las subestaciones Quencoro, Cachimayo, DoloresPata, Machupicchu y Abancay.

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10.2

Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobre-frecuencia (EDAGSF) del año 2017 Tabla 10-3 EDAGSF CENTRAL

UNIDAD

AJUSTES DE DERIVADA (Hz / s) (Hz) (s) En condición AND

AJUSTES DE UMBRAL (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. Restitución G2 61.5 1.0 C.H. Yanango G1 61.5 10.0 C.T. Santa Rosa TG8 61.8 2.0 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 especificado.

10.3

Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT) del año 2017 Tabla 10-4 ERACMT AJUSTES SUBESTACION

Balnearios (LDS) San Juan (LDS)

RECHAZO (*) (MW)

81,6 49,6 69,5 Chavarría (EDN) 67,5 (*) Aguas abajo de la subestación (**) Medición en barras de 220 kV

11.

UMBRAL (**) (kV)

TEMPORIZACION (s)

184,8 184,8 184,0 186,0

10,0 12,0 10,0 20,0

OBSERVACIONES AL INFORME PRELIMINAR No se recibieron observaciones al Informe Preliminar del presente Estudio.

12.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

i.

Se recomienda la implementación de los esquemas indicados en el numeral 10.

ii.

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

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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.

13.

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 2016, Setiembre 2015.

[4]

Protection of Steam Turbine Generators During Abnormal Frequency Conditions”,

[5]

C37.106 - IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating

Protective Relaying Conference, 1974. Plants“, 2004.

[6]

Informe Final Estudio de Rechazo de Carga/Generación del SEIN año 2003, CESI, Febrero 2003.

[7]

Estudio para determinar la magnitud de reserva para la Regulación Primaria de Frecuencia, COES, Octubre 2015.

[8]

Decisión de la Dirección Ejecutiva del COES N° 008-2016-D/COES, Enero 2016.

[9]

Decreto Supremo Nº 020-2016-EM, 27.07.2016.

48 de 54


14.

ANEXOS ANEXO 1 ZONAS DEL SEIN SUBESTACIÓN DE REFERENCIA EN ALTA TENSIÓN Aceros Arequipa

ZONA A

TENSIÓN (KV)

220

Aguaytía

220

Alto Praderas

220

Antamina

220

Asia

220

Balnearios

220

Barsi

220

Cáclic

220

Cajamarca

220

Cajamarquilla Callahuanca Callahuanca-REP Campana Campo Armiño Cantera Carhuamayo Nueva Carhuaquero Cerro Corona Cerro del Águila Chaglla Chavarría Cheves Chiclayo Oeste Chilca ENERSUR Chilca REP Chillón Chimay Chimbote 1 Colcabamba (futuro) Conococha Desierto Etén Felam Francoise Gold Mill Guadalupe Huacho Huallanca Nueva Huancavelica Huayucachi Huinco Ica Independencia Industriales Kiman Ayllu

220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 500 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220

ZONA A

SUBESTACIÓN DE REFERENCIA EN ALTA TENSIÓN

La Niña La Ramada Lomera Malvinas Marcona Matucana Mirador Mollepata Moyobamba Nueva Chincha Nueva Nazca Orcotuna Oroya Nueva Pachachaca Pachapaqui Paragsha 2 Paramonga Nueva Pariñas Piura Oeste Pomacocha Quitaracsa Recka Reque San Juan San Luis Santa Isabel Santa Rosa Shahuindo Talara Tierras Nuevas Tingo María Toromocho Trujillo Norte Ventanilla Vizcarra Yanango Zapallal Zorritos

TENSIÓN (KV) 500 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220

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Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN Año 2017 INFORME FINAL SUBESTACIÓN DE REFERENCIA EN ALTA TENSIÓN Abancay

ZONA B

138

SUBESTACIÓN DE REFERENCIA EN ALTA TENSIÓN Sulfuros

Abancay

220

Suriray

220

Antapaccay

220

Tía María (futuro)

220

Aricota

138

Tintaya

138

Ayaviri

138

Tintaya Nueva

220

Azángaro

138

Toquepala

138

Cachimayo

138

Callalli

138

Camaná

138

Cerro Verde

220

Combapata

138

Constancia

220

Cotaruse

220

Cuajone

138

Dolorespata

138

Ilo 1

138

Ilo 2

220

Ilo-ELS

138

Juliaca

138

Kayra

220

La Joya

138

Las Bambas

220

Lixiviación

138

Los Héroes

220

Macupicchu

138

Majes

138

Mazuco

138

Mill Site

138

Mollendo

138

Moquegua

220

Ollachea

138

Onocora

220

Puerto Maldonado

138

Puno

220

Push Back

138

Quebrada Honda

138

Quencoro

138

Quencoro

220

Repartición

138

San Gabán II

138

San José

TENSIÓN (KV)

ZONA B

TENSIÓN (KV)

220

500 220

San Rafael

138

Santuario

138

Socabaya

220

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ANEXO 2 INSTALACIONES FUTURAS Proyectos de Generación (*) FECHA

nov-2016 dic-2016

PROYECTO

TECNOLOGÍA

CT Ilo 4 - Nodo Energético del Sur CH 8 de Agosto

Dual Diesel B5/Gas Natural Hidroeléctrica-RER

dic-2016

CH El Carmen

Hidroeléctrica-RER

ene-2017

CH Chaglla

Hidroeléctrica

feb-2017

CH RenovAndes H1

Hidroeléctrica-RER

feb-2017

CT Malacas - TG6

Turbo Gas

mar-2017

CT Chilca 1 - TV2

Ciclo Combinado

abr-2017

CH Potrero

Hidroeléctrica-RER

EMPRESA

ENERSUR GENERACIÓN ANDINA GENERACIÓN ANDINA EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA (ODEBRECHT) EMPRESA DE GENERACION SANTA ANA EEPSA ENERSUR EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL

MW

600.00 19.83 8.60 450.00 19.99 51.20 37.40 19.96

(*) Fechas de acuerdo al Programa de Obras de Generación 2016-2019 de junio de 2016.

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Proyectos de Transmisión (*) FECHA

PROYECTO

EMPRESA

2016

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

SEAL

2016

SE Puno: Instalación de bancos de capacitores de 2x7 MVAR en la barra de 60 kV

REP SOUTHERN PERU CTM

oct-2016

Nueva SE Ilo 3 220/138 kV de 400 MVA

dic-2016

LT 220 kV La Planicie - Industriales de 400 MVA por circuito

ene-2017

LT 138 kV Trujillo Nor Oeste - Trujillo Sur

oct-2016

SE Combapata: Cambio de configuración de barras en 138 kV de “T” a “PI”

ene-2017

SE Malvinas (Nueva Colonial) 220/60 kV - 180 MVA

EDELNOR

ene-2017

LT 220 kV Mirador (Nueva Jicamarca) - Malvinas (Nueva Colonial)

EDELNOR

ene-2017 ene-2017 ene-2017 ene-2017 mar-2017 mar-2017 mar-2017 mar-2017 mar-2017 mar-2017 may-2017 jun-2017 jun-2017 jul-2017 jul-2017

Repotenciación de la LT 220 kV Pomacocha - San Juan de 152 MVA a 250 MVA por terna Repotenciación de la LT 220 kV Pachachaca - Callahuanca de 152 MVA a 250 MVA por terna LT 220 kV Industriales - San Luis Nueva SE San Luis 220/60/10 kV - 240 MVA Ampliación de la SE Friaspata 220 kV (Huancavelica) y Seccionamiento de la LT 220 kV Mantaro - Independencia (L-2203) SE Paramonga Nueva: Transformador Trifásico de 220/66/10 kV - 30 MVA SE Ica: Transformador Trifásico de 220/60/10 kV - 100 MVA LT 220 kV Friaspata - Mollepata 250 MVA y SE Mollepata 220/66 kV - 50 MVA SE Orcotuna 220/60 kV - 50 MVA y dos líneas de transmisión en 220 kV de enlace a la LT 220 kV Huayucachi - Huanza LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte (300 MVA) y LT 220 kV Cajamarca Norte Caclic - Moyobamba (220 MVA) SE Cotaruse: Cambio de configuración de barras en 220 kV de Sistema Anillo a Interruptor y Medio LT 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya de 300 MVA y SSEE Asociadas LT 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Montalvo de 1400 MVA y SSEE Asociadas SE Nueva Nazca 220/60 kV - 75 MVA SE Nueva Chincha 220/60 kV - 75 MVA

HIDRANDINA REP

LUZ DEL SUR LUZ DEL SUR REP REP REP CTM CTM COBRA CTM ATN CTM -

(*) Fechas de acuerdo al Programa de Obras de Generación 2016-2019 de junio de 2016.

52 de 54


ANEXO 3 DESPACHOS DE GENERACIÓN ESCENARIO CENTRAL 8 de Agosto Arcata Aricota I Aricota II C.Combinado Fenix Cahua Callahuanca Canchayllo Caña Brava Cañón del Pato Carhuaquero Carpapata Carpapata III Cerro del Águila Chaglla Chancay Charcani IV Charcani V Charcani VI Charcani_1-3 Cheves Chilca 1 Chimay Curumuy El Carmen Gallito Ciego Gera Huampaní Huanchor Huanza Huasahuasi Huaycoloro Huinco Ilo 2 Independencia Kallpa Ciclo Combinado La Gringa V La Joya Las Pizarras Machu Picchu Machu Picchu G4 Malacas TGN4 Malpaso Mantaro Matucana Moyopampa NEPI Nuevo Imperial Oquendo

AVE2017MAX

AVE2017MED

AVE2017MIN

EST2017MAX

EST2017MED

EST2017MIN

17.8 3.9 17.2 8.6 552.8 41.8 77.8 4.6 5.7 257.6 101.5 12.0 11.5 494.7 312.8 17.3 14.9 140.3 8.7 5.7 162.3 759.1 147.6 11.5 7.7 22.0 8.0 29.8 19.0 48.0 18.3 4.2 201.6 137.6 11.4 0.0 2.8 7.0 14.5 64.0 95.7 96.2 46.4 658.3 118.4 64.0 209.4 3.5 28.2

17.8 3.9 6.8 6.8 562.8 41.8 77.7 4.6 5.7 257.6 101.5 12.0 11.5 494.7 436.5 17.3 1.0 90.0 0.6 5.7 162.3 505.0 147.6 11.5 7.7 22.0 6.0 29.9 19.0 32.0 18.3 4.2 163.8 137.6 22.2 0.0 2.8 7.0 14.5 64.0 95.7 84.1 46.4 658.3 118.4 64.0 135.0 3.5 28.2

17.8 3.9 3.9 2.0 390.0 41.8 67.5 4.6 5.7 257.6 101.5 12.0 11.5 494.7 436.5 17.3 14.9 120.0 8.7 5.7 162.3 0.0 147.6 11.5 7.7 22.0 6.0 29.9 19.0 0.0 18.3 4.2 0.0 137.6 0.0 0.0 2.8 7.0 14.5 64.0 95.7 84.1 6.2 658.3 91.0 64.0 59.0 3.5 28.2

10.0 2.6 18.3 9.2 558.8 25.0 68.6 2.5 1.5 99.9 21.0 6.0 6.0 265.6 241.3 10.0 14.6 73.8 8.5 6.4 129.6 789.9 45.9 7.6 4.0 30.0 7.9 30.2 16.0 94.4 4.0 4.2 176.1 0.0 0.0 848.1 2.8 6.5 3.0 29.4 55.8 97.2 46.9 612.6 91.9 64.7 209.4 3.0 28.2

10.0 2.6 8.2 4.1 558.8 25.0 68.6 2.5 1.5 99.9 21.0 6.0 6.0 317.3 241.3 10.0 12.0 90.0 7.0 6.4 126.1 714.9 100.8 7.6 4.0 10.2 2.1 30.2 16.0 94.4 4.0 4.2 219.8 0.0 22.5 826.0 2.8 6.5 3.0 29.4 55.8 85.0 46.9 665.4 91.9 64.7 0.0 3.0 28.2

10.0 2.6 3.3 1.6 558.8 25.0 66.3 2.5 0.0 99.9 0.0 6.0 6.0 364.0 0.0 10.0 13.5 62.5 7.9 6.4 0.0 789.9 45.9 7.6 4.0 0.0 0.0 30.2 16.0 0.0 4.0 4.2 108.9 0.0 0.0 848.1 2.8 6.5 3.0 29.4 55.8 85.0 0.0 211.5 84.9 64.8 126.1 3.0 28.2

53 de 54

ESTUDIO DE RACG 2017 INFORME FINAL.pdf

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